UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE …€¦ · Ilustración 31 Resumen de las condiciones de operación del modelo propuesto para el pozo A1 manteniendo la tasa actual de

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ANÁLISIS DE LA DEMANDA ENERGÉTICA ACTUAL Y OPTIMIZACIÓN

EN LOS DISEÑOS DE LOS SISTEMAS DE PRODUCCIÓN POR BOMBEO

HIDRÁULICO A TRAVÉS DE UN SISTEMA CENTRALIZADO DE INYECCIÓN DE

AGUA COMO FLUIDO MOTRIZ

Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos

AUTOR:

Jorge Luis Proaño Suárez

TUTOR:

Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira

Mayo, 2018

QUITO – ECUADOR

ii

DEDICATORIA


A mis padres, Sonia y Rodrigo,

A mi hermana, Carolina,

A mi familia,

Todo lo que soy, todo lo que tengo,

se resume en ustedes.

iii

AGRADECIMIENTO

A mis padres, hermana y familia, quienes siempre han sido un pilar fundamental en

mi vida, y que, con su ejemplo, me han impartido los más altos valores morales.

A la Universidad Central del Ecuador, por haberme brindado los conocimientos

teórico-prácticos que de seguro serán la base de mi carrera profesional.

A la empresa Andes Petroleum Ecuador Ltd., quien me ha brindado una parte de su

capital humano y físico para la elaboración de este trabajo.

A Alexander Albuja, mi supervisor en Andes Petroleum Ecuador Ltd., quien además

de ser un excelente profesional, me ha brindado su amistad y apoyo desde el primer momento.

A Roberto Guamán de Andes Petroleum Ecuador Ltd. y Juan Carlos Córdova de Baker

Hughes a GE Company, quienes más de una vez me brindaron su ayuda, consejos y amistad

durante mi estancia en la empresa.

A mis docentes, Ing. Atahualpa Mantilla, mi tutor de tesis, Dr. José Cóndor e Ing.

Marcelo Benítez, mis revisores, quienes con sus consejos y recomendaciones me han

permitido desarrollar un trabajo de calidad del que me siento agradecido y orgulloso.


iv

DECLARATORIA DE AUTORÍA INTELECTUAL

Yo, JORGE LUIS PROAÑO SUÁREZ, en calidad de autor del Estudio Técnico

denominado “ANÁLISIS DE LA DEMANDA ENERGÉTICA ACTUAL Y

OPTIMIZACIÓN EN LOS DISEÑOS DE LOS SISTEMAS DE PRODUCCIÓN POR

BOMBEO HIDRÁULICO A TRAVÉS DE UN SISTEMA CENTRALIZADO DE

INYECCIÓN DE AGUA COMO FLUIDO MOTRIZ por la presente autorizo a la

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR”, hacer uso de todos los contenidos que me

pertenecen o de parte de los que contienen esta obra, con fines estrictamente académicos o

de investigación.

Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente

autorización, seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los artículos

5, 6, 8, 19 y demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su reglamento.

En la ciudad de Quito a los 07 días del mes de mayo de 2018.


C.I. 1003760004

v

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

APROBACIÓN DEL TUTOR Y REVISORES

Por la presente dejamos constancia que hemos supervisado la realización del Trabajo

de Titulación cuyo tema es: “ANÁLISIS DE LA DEMANDA ENERGÉTICA ACTUAL Y

OPTIMIZACIÓN EN LOS DISEÑOS DE LOS SISTEMAS DE PRODUCCIÓN POR

BOMBEO HIDRÁULICO A TRAVÉS DE UN SISTEMA CENTRALIZADO DE

INYECCIÓN DE AGUA COMO FLUIDO MOTRIZ”, presentado por el señor JORGE

LUIS PROAÑO SUÁREZ para optar el Título de Ingeniero de Petróleos, consideramos que

reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la evaluación y presentación

pública por parte del Tribunal que se designe.

Adjunto reporte de similitudes.

En la ciudad de Quito a los 07 días del mes de mayo de 2018.

Atahualpa Mantilla Rivadeneira

C.I. 1712337474

TUTOR

José Cóndor Tarco Marcelo Benítez Guerra

C.I. 1711454668 C.I. 1719343061

REVISOR REVISOR

vi

DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD

Los abajo firmantes declaramos que el presente Trabajo de Titulación para optar al

título de Ingeniero de Petróleos de la Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y

Ambiental de la Universidad Central del Ecuador denominado “ANÁLISIS DE LA

DEMANDA ENERGÉTICA ACTUAL Y OPTIMIZACIÓN EN LOS DISEÑOS DE LOS

SISTEMAS DE PRODUCCIÓN POR BOMBEO HIDRÁULICO A TRAVÉS DE UN

SISTEMA CENTRALIZADO DE INYECCIÓN DE AGUA COMO FLUIDO MOTRIZ” es

original y no ha sido realizado con anterioridad o empleado para el otorgamiento de

calificación alguna, ni de título o grado diferente al actual. El presente trabajo es el resultado

de las investigaciones del autor, excepto de donde se indiquen las fuentes de información

consultadas.

Jorge Luis Proaño Suárez Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira

C.I. 1003760004 C.I. 1712337474

vii

ABREVIATURAS Y SIGLAS

AOF = flujo máximo absoluto [stb/d]

C = volumen muerto entre el pistón en su

carrera superior y válvulas

D = desplazamiento volumétrico del

pistón [plg3]

EffM = eficiencia de motor trifásico [%]

EffV = Eficiencia volumétrica bomba

pistón [%]

GLR = relación gas-líquido [mscf/stb]

HP = potencia [hp, kW]

HPS = bombas centrífugas horizontales

I = intensidad de corriente [Amp]

MD = profundidad medida [ft]

MTU = unidad móvil de prueba

NPSHR = carga neta positiva de succión

[ft, psia]

PF = factor de potencia del motor [frac.]

PIP = presión de entrada a la bomba

[psia]

PWH = presión de cabeza de pozo [psia]

S = desplazamiento de la válvula

expresada en valor decimal

SCR = sistema centralizado de

reinyección

TVD = profundidad vertical verdadera

[ft]

V = voltaje [V]

VRF = válvula reductora de flujo

WC = corte de agua [frac., %]

Βf = factor volumétrico del fluido

[stb/bbl, m3/m3]

ΔP = diferencial de presión [psia]

μo = viscosidad del petróleo [cP]

viii

ÍNDICE DE CONTENIDOS

AGRADECIMIENTO ............................................................................................... iii

DECLARATORIA DE AUTORÍA INTELECTUAL ............................................... iv

APROBACIÓN DEL TUTOR Y REVISORES ......................................................... v

DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD ................................................................ vi

ABREVIATURAS Y SIGLAS ................................................................................. vii

ÍNDICE DE CONTENIDOS ................................................................................... viii

ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................ xii

ÍNDICE DE TABLAS .............................................................................................. xv

RESUMEN ............................................................................................................. xvii

1 GENERALIDADES............................................................................................. 1

1.1 Planteamiento del problema .......................................................................... 1

1.2 Objetivos ....................................................................................................... 2

1.2.1 Objetivo general ........................................................................................ 2

1.2.2 Objetivos específicos................................................................................. 2

1.3 Justificación e importancia ........................................................................... 2

1.4 Entorno del estudio ....................................................................................... 3

1.4.1 Marco institucional de la Carrera de Ingeniería de Petróleos ................... 3

1.4.2 Marco institucional de las empresas Andes Petroleum Ecuador Ltd. y

PetroOriental S.A. ................................................................................................ 3

1.4.3 Marco ético ................................................................................................ 3

1.4.4 Marco legal ................................................................................................ 4

2 MARCO TEÓRICO ............................................................................................. 5

2.1 Aspectos generales ........................................................................................ 5

ix

2.2 Ubicación geográfica de los Bloques 14 y 17 ............................................... 5

2.3 Geología estructural, Estratigrafía y Petrofísica de los Bloques 14 y 17 ..... 6

2.3.1 Geología del Corredor Oriental (Sistema Capirón-Tiputini) .................... 6

2.3.2 Estratigrafía y Petrofísica .......................................................................... 6

2.4 Características PVT de los fluidos producidos ............................................. 8

2.5 Bombeo hidráulico ...................................................................................... 11

2.5.1 Generalidades .......................................................................................... 11

2.5.2 Sistema de fluido motriz abierto y cerrado ............................................. 11

2.5.3 Bombeo hidráulico tipo pistón ................................................................ 11

2.5.4 Bombeo hidráulico tipo jet ...................................................................... 12

2.6 Facilidades de producción .......................................................................... 23

2.6.1 Múltiple de producción (Manifold) ......................................................... 24

2.6.2 Separador de agua libre (Free-water Knockout) ..................................... 24

2.6.3 Separador trifásico................................................................................... 25

2.6.4 Tratador térmico (Heater-treater) ............................................................ 26

2.6.5 Tanques de almacenamiento (Storage tanks) .......................................... 27

2.6.6 Bota de gas .............................................................................................. 27

2.6.7 Bombas booster ....................................................................................... 28

2.6.8 Bombas centrífugas horizontales (HPS) ................................................. 28

2.6.9 Bombas rotatorias de tornillo .................................................................. 30

2.6.10 Generadores eléctricos ........................................................................... 31

2.6.11 Líneas de flujo ........................................................................................ 31

2.6.12 Válvulas de control de flujo (VRF) ........................................................ 32

3 DISEÑO METODOLÓGICO ............................................................................ 35

3.1 Tipo de Estudio ........................................................................................... 35

x

3.2 Universo y Muestra ..................................................................................... 35

3.3 Instrumentos de recopilación de información y datos ................................ 35

4 DESCRIPCIÓN DEL ESTADO ACTUAL DE LOS SISTEMAS DE

PRODUCCIÓN Y FACILIDADES DE SUPERFICIE............................................ 37

4.1 Estado actual de los pozos productores ...................................................... 37

4.1.1 Pozo A1 ................................................................................................... 37

4.1.2 Pozo B1 ................................................................................................... 42

4.2 Estado actual de las facilidades de superficie ............................................. 49

4.2.1 Plataforma Alpha 1.................................................................................. 49

4.2.2 Plataforma Beta 1 .................................................................................... 51

4.3 Sistema de centralizado de reinyección ...................................................... 54


4.3.2 Plataforma Beta 1 .................................................................................... 55

4.4 Generación eléctrica.................................................................................... 56


4.4.2 Plataforma Beta 1 .................................................................................... 57

5 ANÁLISIS DE LOS SISTEMAS DE PRODUCCIÓN Y FACILIDADES DE

SUPERFICIE ............................................................................................................ 58

5.1 Plataforma Alpha 1 ..................................................................................... 58

5.1.1 Modelo actual del sistema de producción del pozo A1 ........................... 58

5.1.2 Consideraciones para el cambio al sistema centralizado ........................ 59

5.1.3 Modelo propuesto para optimización del sistema de producción del pozo

A1 manteniendo la tasa de producción .............................................................. 61


A1 aumentando la tasa de producción ............................................................... 63

xi

5.1.5 Arreglos en las facilidades de superficie necesarios para implementar el

SCR…………………………………………………………………………….65

5.1.6 Comparación entre los sistemas de producción actual y propuestos ...... 69

5.2 Plataforma Beta 1 ........................................................................................ 74

5.2.1 Modelo actual del sistema de producción del pozo B1 ........................... 74

5.2.2 Consideraciones para el cambio al sistema centralizado ........................ 75


B1 manteniendo la última tasa de producción de T inferior .............................. 78


B1 aumentando la tasa de producción ................................................................ 81

5.2.5 Arreglos en las facilidades de superficie necesarios para implementar el

SCR…………………………………………………………………………….82

5.2.6 Comparación entre los sistemas de producción actual y propuestos ...... 86

6 METODOLOGÍA DE CÁLCULO COMPARATIVA ENTRE EL SISTEMA

MTU Y SISTEMA CENTRALIZADO DE REINYECCIÓN ................................. 91

7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................. 96

7.1 Conclusiones ............................................................................................... 96

7.2 Recomendaciones ....................................................................................... 99

REFERENCIAS...................................................................................................... 100

xii

ÍNDICE DE FIGURAS

Ilustración 1 Ubicación de los Bloques 14 y 17 ................................................................... 5

Ilustración 2 Columna estratigráfica generalizada de la sección cretácica de la Cuenca

Oriente .................................................................................................................................... 6

Ilustración 3 Bomba pistón de doble acción ....................................................................... 12

Ilustración 4 Bomba tipo jet, circulación reversa ............................................................... 13

Ilustración 5 Unidad MTU. Equipos de superficie de un sistema de bombeo hidráulico tipo

jet .......................................................................................................................................... 14

Ilustración 6 Principio de Venturi en la bomba jet ............................................................. 18

Ilustración 7 Ensamblaje de fondo de una bomba jet en circulación directa y reversa ...... 22

Ilustración 8 Sistemas de inyección standard o directa y sistema de inyección reversa de

fluido motriz ......................................................................................................................... 23

Ilustración 9 Representación esquemática de un FWKO horizontal .................................. 24

Ilustración 10 Separador Trifásico con componentes internos ........................................... 25

Ilustración 11 Vista tridimensional de un heater-treater horizontal .................................... 27

Ilustración 12 Componentes del Sistema REDA HPS G3 de Schlumberger ...................... 30

Ilustración 13 Vista superior y tridimensional de una bomba de tornillo IMO 323F ......... 31

Ilustración 14 Válvula de control de flujo no compensada en presión. (a) Totalmente cerrada;

(b) parcialmente abierta; (c) totalmente abierta .................................................................... 33

Ilustración 15 Corte en sección de una válvula de control de flujo compensada en presión

.............................................................................................................................................. 34

Ilustración 16 Fases de elaboración del estudio técnico ..................................................... 36

Ilustración 17 Diagrama de la configuración mecánica y completación del pozo A1 ........ 39

Ilustración 18 Histórico de producción del pozo A1 del yacimiento U media ................... 40

Ilustración 19 Curva IPR del yacimiento U media en el pozo A1 ...................................... 41

Ilustración 20 Pronóstico de producción del pozo A1 en el yacimiento U media .............. 42

Ilustración 21 Diagrama de la configuración mecánica y completación del pozo B1 ........ 44

Ilustración 22 Histórico de producción del pozo B1 del yacimiento T inferior ................. 45

Ilustración 23 Histórico de producción del pozo B1 del yacimiento U inferior ................. 46

Ilustración 24 Curva IPR del yacimiento U inferior en el pozo B1 .................................... 47

xiii

Ilustración 25 Pronóstico de producción del pozo B1 en el yacimiento T inferior ............ 48

Ilustración 26 Pronóstico de producción del pozo B1 en el yacimiento U inferior ............ 48

Ilustración 27 Estación de proceso Alpha 1 ........................................................................ 50

Ilustración 28 Estación de proceso Beta 1 .......................................................................... 52

Ilustración 29 Esquema resumen del sistema de producción del pozo A1 en WellFlo ...... 58

Ilustración 30 Resumen de las condiciones de operación del pozo A1 en WellFlo ........... 59

Ilustración 31 Resumen de las condiciones de operación del modelo propuesto para el pozo

A1 manteniendo la tasa actual de producción ...................................................................... 61

Ilustración 32 Análisis de sensibilidad del corte de agua para el pozo A1 manteniendo la

tasa actual de producción ...................................................................................................... 62


A1 con tasa incrementada ..................................................................................................... 63

Ilustración 34 Análisis de sensibilidad del corte de agua para el pozo A1 incrementando la

tasa actual de producción ...................................................................................................... 64

Ilustración 35 Modelo de simulación en PIPESIM del SCR en la plataforma Alpha 1 ..... 66

Ilustración 36 Velocidades del líquido en las tuberías de inyección de agua y fluido motriz

del SCR de la plataforma Alpha 1 ........................................................................................ 67

Ilustración 37 Línea de flujo propuesta para la inyección del fluido motriz en el pozo A167

Ilustración 38 Comparación de costos de producción por barril de petróleo con MTU y SCR

en el pozo A1 ........................................................................................................................ 73

Ilustración 39 Esquema resumen del sistema de producción del pozo B1 en WellFlo ...... 74

Ilustración 40 Resumen de las condiciones de operación del pozo B1 en WellFlo............ 75


B1 manteniendo la tasa actual de producción proveniente de U inferior ............................. 76


B1 manteniendo la última tasa de producción de T inferior ................................................ 79

Ilustración 43 Análisis de sensibilidad de la presión de inyección para el pozo B1

manteniendo la última tasa de producción de T inferior ...................................................... 80

Ilustración 44 Análisis de sensibilidad del corte de agua para el pozo B1 manteniendo la

última tasa de producción de T inferior ................................................................................ 81

xiv


B1 con tasa incrementada ..................................................................................................... 82

Ilustración 46 Modelo de simulación en PIPESIM del SCR en la plataforma Beta 1 ........ 83

Ilustración 47 Velocidades del líquido en las tuberías de inyección de agua y fluido motriz

del SCR de la plataforma Beta 1 .......................................................................................... 84

Ilustración 48 Línea de flujo propuesta para la inyección del fluido motriz en el pozo B1 85

Ilustración 49 Comparación de costos de producción por barril de petróleo con MTU y SCR

en el pozo B1 ........................................................................................................................ 90

Ilustración 50 Flujo de trabajo principal para la comparación entre el sistema MTU y SCR

.............................................................................................................................................. 92

Ilustración 51 Subproceso "Pozo" perteneciente al flujo de trabajo principal .................... 93

Ilustración 52 Subproceso "MTU" perteneciente al flujo de trabajo principal ................... 94

Ilustración 53 Subproceso "SCR" perteneciente al flujo de trabajo principal .................... 95

xv

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1 Análisis PVT del yacimiento M1 en la plataforma Alpha 1..................................... 8

Tabla 2 Análisis PVT del yacimiento U inferior en la plataforma Alpha 1 .......................... 9

Tabla 3 Análisis PVT del yacimiento T inferior en la plataforma Beta 1 ............................ 9

Tabla 4 Análisis PVT del yacimiento U superior en la plataforma Beta 1......................... 10

Tabla 5 Análisis PVT del yacimiento U inferior en la plataforma Beta 1 .......................... 10

Tabla 6 Geometría de bombas jet de diferentes fabricantes en el mercado......................... 19

Tabla 7 Detalle de configuración de tubería del pozo A1 ................................................... 37

Tabla 8 Detalle de string de completación del pozo A1 ...................................................... 38

Tabla 9 Detalle de configuración de tubería del pozo B1 ................................................... 43

Tabla 10 Detalle de string de completación del pozo B1 .................................................... 43

Tabla 11 Equipos presentes en la estación de tratamiento Alpha 1 ..................................... 49

Tabla 12 Descripción de la Unidad MTU utilizada en el pozo A1 ..................................... 50

Tabla 13 Equipos presentes en la estación de tratamiento Beta 1 ....................................... 52

Tabla 14 Descripción de la Unidad móvil de prueba utilizada para el pozo B1 ................. 53

Tabla 15 Motor y Bomba Horizontal utilizadas en Alpha 1 ................................................ 54

Tabla 16 Volúmenes y reservorios de inyección del agua disponible en la plataforma Alpha

1 ............................................................................................................................................ 55

Tabla 17 Motor y Bomba Horizontal utilizadas en Beta 1 .................................................. 56

Tabla 18 Generadores presentes en la plataforma Alpha 1 ................................................. 57

Tabla 19 Generadores presentes en la plataforma Beta 1 .................................................... 57

Tabla 20 Resumen de arreglos necesarios en las facilidades de superficie de la plataforma

Alpha 1 ................................................................................................................................. 65

Tabla 21 Pérdidas de presión en las diferentes líneas de flujo del SCR de Alpha 1 ........... 66

Tabla 22 Comparación de parámetros técnicos entre los sistemas de producción con MTU y

SCR del pozo A1 .................................................................................................................. 69

Tabla 23 Resumen del OPEX actual, CAPEX demandado y ahorro estimado en el pozo A1

.............................................................................................................................................. 73

Tabla 24 Resumen de arreglos necesarios en las facilidades de superficie de la plataforma

Beta 1 .................................................................................................................................... 83

Tabla 25 Pérdidas de presión en las diferentes líneas de flujo del SCR de Beta 1 .............. 84

xvi

Tabla 26 Comparación de parámetros técnicos entre los sistemas de producción con MTU y

SCR del pozo B1 .................................................................................................................. 86

Tabla 27 Resumen del OPEX actual, CAPEX demandado y ahorro estimado en el pozo B1

.............................................................................................................................................. 90

xvii

Tema: Análisis de la demanda energética actual y optimización en los diseños de los sistemas

de producción por bombeo hidráulico a través de un sistema centralizado de inyección de

agua como fluido motriz.

Autor: Jorge Luis Proaño Suárez

Tutor: Atahualpa Mantilla Rivadeneira

RESUMEN

Las innovaciones y optimizaciones se han convertido en una herramienta fundamental

para mantener o incrementar los volúmenes de producción. En este caso, la suspensión del

uso de unidades MTU e implementación de un sistema centralizado de reinyección (SCR),

con facilidades de superficie existentes, permitirán mantener e incrementar las tasas de

producción en los pozos A1 (plataforma Alpha 1) y B1 (plataforma Beta 1), los cuales poseen

bombeo hidráulico tipo jet y, a la vez, disminuir los costos operativos de producción de cada

barril de petróleo.

La evaluación de los diseños del sistema de levantamiento artificial hidráulico y de

los equipos existentes en las facilidades de producción se han desarrollado en base a varias

consideraciones técnicas, las cuales han permitido analizar la factibilidad técnica y el

beneficio económico que conlleva reemplazar las unidades MTU por un SCR, logrando así,

optimizar el sistema de producción en cada uno de los pozos mencionados.

Aunque las unidades MTU son propias de la empresa, los actuales y futuros costos

operativos promedio con una MTU se sitúan en 8.80 USD/barril para el pozo A1, y 8.59

USD/barril para el pozo B1; mientras que producir un barril de petróleo utilizando el sistema

centralizado de reinyección para los pozos A1 y B1, costará 0.52 USD/barril y 0.01

USD/barril, respectivamente. Además, la metodología de cálculo comparativa propuesta

permitirá evaluar técnica y económicamente la implementación del sistema centralizado de

reinyección en futuros pozos candidatos.

Palabras clave: <MTU> <BOMBEO HIDRÁULICO> <SISTEMA CENTRALIZADO DE

REINYECCIÓN> <BOMBAS CENTRÍFUGAS HORIZONTALES> <COSTO

OPERATIVO> <METODOLOGÍA COMPARATIVA>

xviii

Topic: Analysis of the current energy demand and hydraulic pumping production system

optimization using water as power fluid through a centralized injection system.

Author: Jorge Luis Proaño Suárez

Tutor: Atahualpa Mantilla Rivadeneira

ABSTRACT

Innovation and optimization have become two essential tools to maintain and increase

production volumes in the oil industry. In this case, the suspension of using MTU units and

the implementation of a centralized injection system (CIS), with existing surface facilities,

will allow to maintain and increase the production rates in wells A1 (platform Alpha 1) and

B1 (platform Beta 1) with hydraulic pumping systems, and decrease the operative cost to

produce a barrel of oil.

The design evaluation of the hydraulic artificial lift system and surface production

facilities equipment have been performed based on several technical considerations, which

have allowed to analyze the technical feasibility and the economic profit what it entails to

replace MTU units for a CIS system, achieving thus, optimizing the production system in

each mentioned well.

Although the company is the owner of the MTU units, current and future average

operative costs are 8.80 USD/barrel for well A1, and 8.59 USD/barrel for well B1. Whereas

to produce a barrel of oil using a centralized injection system will cost 0.52 USD/barrel and

0.01 USD/barrel in the same wells. Furthermore, the proposed comparative calculation

methodology will allow performing a technical and economic evaluation in future candidate

wells.

Keywords: <MTU> <HYDRAULIC PUMPING> <CENTRALIZED INJECTION

SYSTEM> <HORIZONTAL PUMPING SYSTEM> <OPERATIVE COST>

<COMPARATIVE METHODOLOGY>

1

CAPÍTULO I

1 GENERALIDADES

1.1 Planteamiento del problema

La problemática radica en que, actualmente, la producción en los pozos con bombeo

hidráulico tipo jet en las plataformas Alpha 1 y Beta 1 se realiza mediante Unidades móviles

de prueba (MTU), las cuales demandan una carga energética adicional a la utilizada por los

equipos de inyección de agua y deshidratación de petróleo. Estas unidades emplean diésel

para la generación de energía eléctrica, incrementando los costos operativos propios del

sistema de levantamiento, y sumándose a los costos de mantenimiento de las unidades,

remuneraciones de trabajadores y químicos utilizados para resolver problemas comunes de

producción como es la presencia de escala, parafinas, emulsiones, etc. El presente estudio se

enfocará en el pozo A1 en la plataforma Alpha 1 y en el pozo B1 en la plataforma Beta 1.

Los pozos productores mediante un sistema de levantamiento artificial hidráulico tipo

jet poseen un consumo energético menor que pozos productores por bombeo

electrosumergible, además, estos últimos son más difíciles de optimizar mediante una

reducción de la carga energética necesaria para levantar la columna de fluido. En dicho

contexto, se opta por aminorar la demanda energética de los pozos que producen por bombeo

hidráulico.

El problema se traduce en altos costos de operación y producción que actualmente

afronta la empresa PetroOriental S.A., los cuales pueden ser optimizados a través del uso de

sistemas de inyección instalados y en operación, suspendiendo la operación de equipos

adicionales como bombas, motor, líneas de flujo, recipientes a presión, etc., que conforman

una Unidad de bombeo hidráulico.

2

1.2 Objetivos

1.2.1 Objetivo general

Analizar la demanda energética actual y optimizar los diseños de los sistemas de

producción por bombeo hidráulico a través de un sistema centralizado de inyección de agua

como fluido motriz.

1.2.2 Objetivos específicos

• Evaluar el sistema actual de producción por bombeo hidráulico y optimizar los

diseños actuales de subsuelo y superficie de los pozos A1 y B1 por medio de

WellFlo® Design and Analysis Software y PIPESIM©.

• Realizar un análisis de costo-beneficio que demandará realizar los arreglos en los

diseños de subsuelo y superficie al cambiar al sistema centralizado de inyección en

los pozos A1 y B1.

• Desarrollar una metodología de cálculo comparativa de la demanda energética actual

y futura, y el costo por barril producido al optimizar la producción mediante el sistema

centralizado de inyección de agua como fluido motriz.

1.3 Justificación e importancia

Ante una industria petrolera dinámica y evolutiva como la de hoy en día, las

innovaciones y optimizaciones se han convertido en una herramienta fundamental para

mantener o incrementar los volúmenes de producción de un determinado campo, y así,

generar mayores ingresos económicos a los actores directos de dicha intervención.

Las metodologías de optimización varían ampliamente dependiendo del problema a

resolver. Para este caso, la optimización del sistema de producción por bombeo hidráulico

mediante el cálculo exacto de la demanda energética actual y la creación de una metodología

ajustada a la realidad de producción, permitirán determinar el nuevo costo por barril

producido en los pozos A1 y B1 al cambiar la inyección del fluido motriz con las Unidades

móviles de prueba por un sistema centralizado, utilizando el agua de reinyección disponible

en las instalaciones de superficie pertenecientes a cada pozo productor.

3

El cambio de la modalidad de inyección del fluido motriz origina un estudio completo

del sistema de producción, partiendo de la capacidad de producción del reservorio con la

geometría actual que utilizan las bombas jet, los volúmenes de los fluidos en las facilidades

de superficie, las limitaciones de espacio en la plataforma, llegando hasta el rediseño de la

geometría de las bombas jet de subsuelo y los arreglos en las líneas de flujo de cada pozo.

La optimización de recursos es una consideración técnico-económica que siempre se

tiene presente, más aún cuando los precios por barril en el mercado mundial son bajos. Por

las razones antes expuestas, y un precio de $50-60/barril, se ha considerado pertinente

optimizar el sistema de producción por bombeo hidráulico presente en los pozos antes

mencionados.

1.4 Entorno del estudio

1.4.1 Marco institucional de la Carrera de Ingeniería de Petróleos

Dentro de las normativas, funciones y lineamientos existentes en la Universidad

Central del Ecuador, y, por lo tanto, de la Carrera de Ingeniería de Petróleos, este trabajo es

pertinente realizar para optar por el título de Ingeniero de Petróleos que las leyes de la

República del Ecuador le permiten otorgar.

1.4.2 Marco institucional de las empresas Andes Petroleum Ecuador Ltd. y

PetroOriental S.A.

La misión y visión de las empresas Andes Petroleum Ecuador Ltd. y PetroOriental

S.A. se enmarcan en los principios éticos, ambientales y sociales que permiten la explotación

de hidrocarburos. Además, permiten el crecimiento profesional y de los profesionales

existentes en el país anfitrión, siendo la razón principal de auspiciar la realización de este

trabajo.

1.4.3 Marco ético

El presente proyecto de titulación tiene como finalidad brindar apoyo técnico y de

desarrollo a la empresa operadora PetroOriental S.A. mediante la optimización del sistema

de producción actual. Esta investigación es netamente técnica-académica, y no atenta a los

4

principios éticos y morales de las partes involucradas en su desarrollo, encontrándose así,

dentro de las políticas de responsabilidad social de PetroOriental S.A., Andes Petroleum

Ecuador Ltd. y del Código de Ética de la Universidad Central del Ecuador.

1.4.4 Marco legal

El estudio técnico a realizarse se encuentra respaldado por el contrato de realización

de trabajos de tesis y carta de confidencialidad y manejo de las informaciones exigidas por

Andes Petroleum Ecuador Ltd. y PetroOriental S.A. al investigador.

Además, el mismo está amparado por la normativa del CES, Constitución de la

República del Ecuador, Ley Orgánica de Educación Superior, Reglamento de Régimen

Académico, Estatutos de la Universidad Central del Ecuador y la Guía de Procedimientos de

la Carrera de Ingeniería de Petróleos.

5

CAPÍTULO II

2 MARCO TEÓRICO

2.1 Aspectos generales

Los Bloques 14 y 17, operados por PetroOriental S.A. se ubican en la zona Este de la

Cuenca Oriente, siendo denominados Bloque Sur en conjunto. Su producción promedio es

de 9200 BPPD, con crudos desde los 15º a 23º API, es obtenida de la formación Napo, de los

yacimientos U y M1, principalmente.

El Bloque 14 se encuentra conformado por 5 campos con un área de 2.204 km2, y, el

Bloque 17 está conformado por 3 campos con una extensión areal de 1.195 km2.

2.2 Ubicación geográfica de los Bloques 14 y 17

El Bloque Sur, conformado por los Bloques 14 y 17, se encuentran en las provincias

de Orellana y Pastaza, en la zona Este de la Cuenca Oriente. Los hidrocarburos explotados

se localizan a lo largo de la Cuenca Oriente Ecuatoriana que guarda la compleja historia de

la evolución geológica del Ecuador, en trampas estratigráficas y estructurales situadas en las

formaciones Tena, Napo y Hollín (Andes Petroleum Ecuador Ltd.; PetroOriental S.A., 2009).

Ilustración 1 Ubicación de los Bloques 14 y 17

Fuente: PetroOriental S.A., 2018

6

2.3 Geología estructural, Estratigrafía y Petrofísica de los Bloques 14 y 17

2.3.1 Geología del Corredor Oriental (Sistema Capirón-Tiputini)

Las zonas de interés en los Bloques 14 y 17 se localizan en las formaciones Hollín,

Napo y en la base de la formación Tena (ver Ilustración 2), las cuales datan de edad Cretácica.

Por su parte, el Corredor Oriental acumula al menos 10.000 millones de barriles,

equivalentes a un 30% del petróleo original en sitio de toda la Cuenca Oriente. La calidad

del petróleo difiere según una distribución areal en el sistema, donde los crudos medianos

predominan en el NNO y, los crudos pesados en dirección E y SSE.

El principal reservorio es la arenisca M1, siendo U el segundo en importancia.

Acumulaciones menores se encuentran en Basal Tena, T, M2 y muy marginalmente en Hollín

Inferior (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014).

Ilustración 2 Columna estratigráfica generalizada de la sección cretácica de la Cuenca Oriente


2.3.2 Estratigrafía y Petrofísica

La estratigrafía y propiedades petrofísicas (porosidad, permeabilidad, espesores y

saturaciones) de los principales horizontes productores se detallan a continuación:

7

a) Arenisca T

La arenisca T se desarrolla sobre una superficie erosiva, producto de una

nueva caída del nivel del mar. Su depocentro se ubica en el extremo SE de la Cuenca

Oriente y es de orientación SE - NO (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014):

Los geólogos del petróleo le dividen en dos cuerpos denominados T inferior

y T superior. Petrocanadá (1987) y White et al., (1997), diferencian un tercer

miembro al que White et al., denomina arenisca T Basal, la misma que según

él representa los depósitos clásticos iniciales que siguen el paquete de lutitas

del Napo Basal. Los remanentes de T Basal según el mismo autor están

constituidos por una variedad de facies apiladas que incluyen lutitas marinas

laminadas, lodos de “lagoon”, lodos y areniscas mareales, sedimentos

deltaicos y fluviales de planicie costera.

Las características petrofísicas de T inferior determinadas a partir del registro

de densidad tomado del pozo A2 en la plataforma Alpha 1, permiten estimar una

porosidad del 20% con un espesor neto de 12 pies.

Al no considerarse un reservorio potencial en la plataforma Alpha 1, no se

posee información petrofísica del mismo. En cambio, en la plataforma Beta 1 sí es un

reservorio económicamente explotable, teniendo porosidades entre 14 y 22%,

saturaciones de agua ente 17 y 43% y espesores netos de 3 a 40 pies tanto T superior

como T inferior.

b) Arenisca U

En el centro de la cuenca, la arenisca U ha sido divida en tres miembros, como:

U inferior, U media y U superior, que a su vez corresponden a facies de relleno de

canal, en donde se desarrollan facies transgresivas de areniscas cuarzosas y cuarzo-

glauconíticas, culminando hacia el miembro superior con areniscas glauconíticas con

cemento calcáreo y lutitas de plataforma, así lo define Baby et al., 2014.

La interpretación de registros eléctricos tomados en el pozo A2 indican la

presencia del contacto agua-petróleo a -9,055 pies SSTVD, con una porosidad

8

promedio del campo de 17% y saturación del 25% de agua en U inferior. Asimismo,

el espesor neto promedio es de 25.6 pies, saturado con un petróleo de 17.5º API de

promedio. Los miembros U media y superior no son representativos en el campo,

pues presentan características petrofísicas pobres.

Con porosidades promedio de 14%, saturaciones promedio de agua de 25% y

espesores de 7 a 46.5 pies, U inferior ha sido considerado un excelente prospecto de

explotación en Beta 1. Por su parte, el yacimiento U superior posee características

petrofísicas similares, aunque su presencia se encuentra limitada a 5 pozos.

2.4 Características PVT de los fluidos producidos

Los fluidos producidos en la plataforma Alpha 1 provienen de los yacimientos M1

(ver Tabla 1) y U inferior (ver Tabla 2), los cuales se han descrito mediante el análisis PVT

realizado a dos pozos del campo en mención.

Tabla 1 Análisis PVT del yacimiento M1 en la plataforma Alpha 1

Caracterización de fluidos

Presión estática inicial (Pi) 3.014 psia

Temperatura de fondo (Tf) 204 F

Presión de burbuja (Pb) 268 psia

Compresibilidad a Pi (Ct) 2,70E-06 1/psia

Factor volumétrico a Pi (Boi) 1.088 bbl/STB

Factor volumétrico a Pb (Bob) 1.098 bbl/STB

Relación de gas en solución a Pi (Rsi) 61 SCF/STB

Relación de gas en solución a Pb (Rsb) 61 SCF/STB

Viscosidad del petróleo a Pi (μoi) 15.28 cP

Viscosidad del petróleo a Pb (μob) 10.48 cP

Densidad relativa del petróleo (γ) 0.926

Gravedad API 21.4


9

Tabla 2 Análisis PVT del yacimiento U inferior en la plataforma Alpha 1


Presión estática inicial (Pi) 3420 psia



Compresibilidad a Pi (Ct) 6.30E-06 1/psia






Gravedad API 16.6


En cambio, los análisis PVT de la plataforma Beta 1 corresponden a los yacimientos

T inferior, U superior y U inferior, tal como se muestran en la Tabla 3, Tabla 4 y Tabla 5,

respectivamente

Tabla 3 Análisis PVT del yacimiento T inferior en la plataforma Beta 1









Gravedad API 20.5


10

Tabla 4 Análisis PVT del yacimiento U superior en la plataforma Beta 1









Gravedad API 20


Tabla 5 Análisis PVT del yacimiento U inferior en la plataforma Beta 1









Gravedad API 17.5


11

2.5 Bombeo hidráulico

2.5.1 Generalidades

Un sistema de levantamiento artificial hidráulico puede poseer bombas tipo jet o

bombas tipo pistón como bomba de subsuelo, y el Petroleum Engineering Handbook, en su

Volumen IV, lo define como:

Un método de levantamiento artificial usado desde los inicios de 1930, el cual ha sido

probado en diferentes condiciones de profundidad (500 a 19,000 pies) y tasas de

producción (menos de 100 a 20,000 BFPD). La flexibilidad del sistema de

levantamiento se debe al control de la tasa de producción mediante los diferentes

fluidos que son inyectados desde superficie adicionales al fluido motriz; mientras que,

el bombeo de agua fresca ayuda a disolver los depósitos de sal. En la producción de

crudos pesados, el fluido motriz se convierte en diluyente para reducir la viscosidad

de los fluidos producidos (Fretwell, 2007).

2.5.2 Sistema de fluido motriz abierto y cerrado

Cuando el fluido motriz se mezcla con el fluido del yacimiento, el sistema es abierto

(OPF, open power-fluid system); mientras que, si el fluido motriz no se mezcla con el fluido

de producción, se denomina como sistema cerrado (CPF, closed power-fluid system).

Las bombas jet son inherentemente bombas OPF, debido a que la transferencia de

energía depende de la mezcla del fluido motriz con el fluido producido. Las bombas

reciprocantes tipo pistón mantienen los fluidos separados durante el proceso de transferencia

de energía. Si el ensamblaje de fondo (BHA) tiene los sellos apropiados para mantener los

dos fluidos separados, el sistema se denomina CPF (Fretwell, 2007).

2.5.3 Bombeo hidráulico tipo pistón

En el bombeo hidráulico tipo pistón, la bomba de fondo es similar a una bomba pistón

de bombeo mecánico, debido a que usa un émbolo con varilla y dos o más válvulas check.

La configuración de la bomba de subsuelo puede ser de acción simple o acción doble (ver

Ilustración 3), siendo que, en las bombas de acción simple, el fluido de producción es enviado

12

a superficie en un recorrido; mientras que, en bombas de doble acción, el fluido es enviado

tanto en carrera ascendente del émbolo como en carrera descendente.

A diferencia del bombeo mecánico, en el cual el pistón está conectado con una varilla

hasta el cabezal del pozo, la energía necesaria es enviada a través del fluido motriz. Para esto,

la bomba de fondo posee una válvula que permite el paso del fluido motriz según la posición

en la que se encuentre el émbolo en una carrera, permitiendo el movimiento reciprocante de

la misma.

Ilustración 3 Bomba pistón de doble acción

Fuente: (Fretwell, 2007)

2.5.4 Bombeo hidráulico tipo jet

El bombeo jet es un método de levantamiento artificial en donde un fluido de baja

presión (del yacimiento) es impulsado por la mezcla de este con un fluido bombeado a alta

presión hacia el fondo del pozo desde la superficie.

La bomba jet puede ser asentada en la tubería de producción mediante wireline o

coiled tubing, y su recuperación puede realizarse invirtiendo el sentido de circulación del

fluido motriz. La bomba se encuentra a la misma profundidad de la camisa de circulación

(sliding sleeve), la cual permite la comunicación entre la tubería de producción y el espacio

13

anular casing-tubing, con lo cual el fluido motriz entra en la bomba ya sea por circulación

directa o reversa (De Ghetto, Riva, & Giunta, 1994)

Al no poseer partes móviles, la bomba jet es muy resistente a la abrasión y corrosión

que puedan generar los fluidos del yacimiento. Tanto la garganta (throat) como la boquilla

(nozzle), se fabrican generalmente de carburo de tungsteno o materiales cerámicos de alta

duración. La Ilustración 4 exhibe los principales componentes de una bomba tipo jet.

Ilustración 4 Bomba tipo jet, circulación reversa

Fuente: (Pugh, Ben Khelifa, & Fraser, 2015)

Debido a la variada configuración de gargantas y boquillas que puede llegar a tener

una bomba jet, éstas poseen un amplio rango de producción, con tasas que van desde menos

de 100 BFPD hasta más de 15,000 BFPD. Sin embargo, conseguir las altas tasas de

producción, también dependerá del caudal de fluido motriz inyectado, completación de fondo

y la capacidad de producción del sistema como tal.

Otra ventaja de utilizar una bomba jet es su capacidad para manejar altos volúmenes

de gas asociados al fluido producido, pues al no tener partes móviles, no existen problemas

14

de golpe o desgaste excesivo asociados a las bombas reciprocantes, y es menos sensible a

problemas de cavitación comparado con bombas centrífugas.

a) Equipos de superficie

El sistema de bombeo hidráulico tipo jet, al ser un sistema de fluido motriz

abierto, necesita de varios equipos en superficie que permitan acondicionar este fluido

antes de enviarlo nuevamente hacia la bomba en subsuelo.

Es una práctica común utilizar unidades móviles de prueba (MTU), como la

que se puede observar en la Ilustración 5, la cual permite movilizar hacia diferentes

pozos los siguientes equipos de superficie:

Ilustración 5 Unidad MTU. Equipos de superficie de un sistema de bombeo hidráulico tipo jet

Fuente: (Sertecpet, 2017)

Válvulas de cuatro vías

Estas válvulas permiten revertir el flujo de los fluidos al introducir o retirar

la bomba de subsuelo, las mismas que se accionan mediante un brazo de acción

positiva tipo carreta. En la conexión de la línea de fluido motriz se encuentra

instalada una válvula de bola para altas presiones (5,000 psi), mientras que para

las líneas de flujo y de retorno del pozo, están presentes válvulas de bola de

presiones medias (1,500 psi).

15

Recipiente de acumulación y amortiguamiento

Este recipiente es un separador vertical que permite almacenar en primera

instancia el fluido proveniente del pozo, el cual posee dos funciones principales.

La primera es evitar que un flujo excesivo de gas ingrese al filtro ciclónico de

arena, y la segunda, es servir como una cámara de compensación en caso de existir

una corriente con sobrepresión proveniente del pozo, evitando así que esta se

transmita al filtro ciclónico y recipiente de acondicionamiento.

Desarenador ciclónico

El filtro ciclónico para arena es uno de los equipos más importantes en

superficie, pues de la retención de sólidos que realice dependerá el

acondicionamiento que tenga el fluido motriz. Un diseño apropiado del

desarenador indica que no debe dejar que más de un 5% del total de sólidos en

suspensión en el fluido motriz pase hasta la siguiente fase de separación, y que,

ninguna de estas partículas debe tener más de 25 micras de diámetro.

Separador de acondicionamiento

El tiempo de retención del fluido motriz en este recipiente no permite que

los sólidos en suspensión se asienten hasta el fondo, por lo que el diseño del filtro

ciclónico debe ser el adecuado. Éste, es un separador trifásico, y la descarga de

los fluidos se controla mediante diferenciales de presión entre el recipiente y la

línea de flujo.

En este recipiente se definirá el fluido motriz para la bomba de subsuelo,

pues posee una salida alta para descargar petróleo y una salida baja para descargar

agua; por lo que es necesario mantener un nivel lo suficientemente alto para

abastecer a la bomba múltiplex.

Tanques de almacenamiento de fluido motriz

El volumen de fluido motriz que se inyectará hacia la bomba jet debe ser

el adecuado para evitar posteriores problemas operacionales. Los tanques de

16

almacenamiento son utilizados en caso de que el volumen de fluido motriz

saliente del separador de acondicionamiento no abastezca directamente el

requerimiento del sistema de bombeo.

Bombas múltiplex

Las bombas múltiplex son las encargadas de enviar el fluido motriz hasta

la entrada de la bomba jet en subsuelo, y usualmente, poseen un recorrido de 2 a

7 pulgadas, con diámetros del pistón entre 1 y 2.5 pulgadas. Pistones de mayor

diámetro, en este tipo de bombas, proveen tasas de flujo mayores, pero

generalmente se encuentran limitados por las máximas cargas que pueda soportar

el cigüeñal.

En un sistema de levantamiento artificial hidráulico nuevo, la selección de

la bomba múltiplex dependerá de los requerimientos de presión y caudal de la

bomba jet; mientras que, para un rediseño por optimización, la bomba jet deberá

seleccionarse en base a la capacidad y presión de la bomba múltiplex en superficie.

En ambos casos, es necesario que el caudal a bombear se mantenga fijo, pues no

toleran grandes variaciones del mismo, pero sí son capaces de manejar diferencias

de presión en un determinado rango.

Las bombas triplex y quíntuplex son las más utilizadas, y esto se debe al

ángulo de desplazamiento que forman los codos del cigüeñal, de 120º y 72º,

respectivamente; los cuales disminuyen las cargas por aceleración propias de la

acción reciprocante de los pistones, evitando así problemas de cavitación al

momento de la succión.

La cavitación es un problema frecuente en estas bombas. Son varios los

factores que causan cavitación en el equipo, aunque generalmente se encuentra

asociado a la carga neta positiva de succión (NPSHR) insuficiente. Las burbujas

en el líquido se producen cuando la NPSHR es menor a la presión de vapor del

líquido, por lo que los recipientes a presión que componen el sistema deben

proveer la presión de succión necesaria para evitar lo antes mencionado.

17

La eficiencia volumétrica de la bomba se calcula en base a las dimensiones

del cilindro, el recorrido del pistón y diferencial de presión que maneja la bomba.

La siguiente fórmula puede ser empleada para bombas triplex o quíntuplex:

𝐸𝑓𝑓𝑉 =1 − ∆𝑃𝛽𝑓 (1 +

𝐶𝐷)

1 − 𝑃𝛽𝑓− 𝑆

Motor

El motor que impulsa la bomba múltiplex puede ser eléctrico, a diésel o a

gas. La bomba se encuentra conectada al motor mediante un reductor de velocidad,

el cual se compone de un conjunto de engranajes y bandas que permiten disminuir

las RPM del motor. Esto, debido a que la acción reciprocante de la bomba se vería

afectada moviéndose a altas velocidades.

La eficiencia del motor depende de la potencia que esté generando, el

voltaje, la intensidad de corriente y el factor de potencia que sea capaz de entregar

el equipo. Ésta, puede ser determinada por la siguiente fórmula:

𝐸𝑓𝑓𝑀 =𝐻𝑃 ∗ 746

√3 ∗ 𝑉 ∗ 𝐼 ∗ 𝑃𝐹

Líneas de alta presión

Se componen de tuberías que transportan el fluido motriz desde la

descarga de las bombas múltiplex hasta el cabezal del pozo. Dichas tuberías

soportan presiones de hasta 5,000 psi y se encuentran diseñas bajo

especificaciones de la norma API 5L.

Líneas de baja presión

Son tuberías utilizadas para transportar los fluidos desde el cabezal del

pozo hasta los separadores y posteriormente, el fluido motriz hasta los tanques de

almacenamiento y bombas. Al igual que las líneas de alta presión, su construcción

se encuentra bajo especificaciones de la norma API 5L.

18

Juntas giratorias

Son conexiones con pivotes de rodamiento de bola que permiten unir las

líneas de flujo en diferentes configuraciones de acuerdo con el espacio disponible.

Estas juntas son esenciales en la configuración de las líneas de flujo de alta y baja

presión.

b) Equipos de subsuelo: Bomba jet

El principal equipo del bombeo hidráulico tipo jet en subsuelo es la bomba jet,

de la cual se pueden enumerar los siguientes literales:

Principio de funcionamiento

Las bombas jet operan bajo el principio de Venturi. El fluido motriz

enviado a alta presión desde superficie ingresa en la boquilla de la bomba, en

donde debido a la reducción del área pierde presión, pero aumenta su velocidad,

con lo cual, permite que se introduzca en la cámara de mezclado con el fluido

producido.

El fluido mezclado pasa hacia el difusor, en donde el aumento del área en

esta sección provoca que la alta velocidad de la mezcla se convierta en alta presión,

y así se genere la energía necesaria para llevar el flujo hacia superficie. En la

Ilustración 6 se observa claramente los perfiles de velocidad y presión a través de

los tres componentes principales de una bomba jet

Ilustración 6 Principio de Venturi en la bomba jet

Fuente: (Tech-Flo, 2014)

19

Relación boquilla – garganta

La relación de áreas entre la boquilla y garganta de la bomba jet determina

la tasa de producción en función de la cantidad de fluido motriz transferido. Tanto

boquillas como gargantas siguen una progresión de diámetro y orificios (ver

Tabla 6) que permite establecer la relación antes mencionada.

La relación de áreas comúnmente se encuentra entre 0.235 y 0.400. Esta

variable permitirá determinar la geometría de la boquilla y garganta para el diseño

de la bomba, la cual, a su vez, dependerá del fabricante.

Relaciones de áreas mayores a 0.400 son usadas normalmente en pozos

profundos o cuando se dispone de baja presión en la inyección del fluido motriz.

Mientras menor es la relación, más facilidad de cavitación existe.

Tabla 6 Geometría de bombas jet de diferentes fabricantes en el mercado


20

Cavitación en bombas jet

Las altas velocidades necesarias para que los fluidos puedan entrar hasta

la garganta de la bomba, provocan que existan problemas de cavitación. Mientras

más pequeña es la diferencia de áreas entre garganta y boquilla, mayor es la

velocidad con la que el fluido de producción pasará a través de la misma. Este

aumento en la velocidad y, por consiguiente, reducción de presión, provoca que

el fluido entre en la zona de dos fases y se forme una cierta cantidad de vapor, el

cual es el principal causante de erosión en los componentes internos de la bomba.

El diseño de la bomba jet exige un área anular de flujo mínima para que el

caudal de diseño, con una determinada presión de entrada a la bomba, posea una

velocidad lo suficientemente baja para evitar cavitación, pero óptima para

producción.

c) Accesorios de subsuelo

Varios accesorios adicionales a la bomba jet componen el ensamblaje de

fondo de un sistema de levantamiento artificial hidráulico tipo jet. Los arreglos del

ensamblaje para circulación directa y reversa pueden observarse en la Ilustración 7.

Camisa de recirculación (Sliding Sleeve)

Este tipo de camisas permiten la comunicación entre la tubería de

producción y el espacio anular en el pozo, usándose para circulación de fluidos,

producción de una determinada zona o inyección. La apertura o cierre de la camisa

se realiza mediante slickline o coiled-tubing.

Además, la camisa permite el alojamiento de la bomba jet, debido a que

posee un perfil especial y un sello pulido tanto en la parte superior como inferior

del mismo.

Niple de asentamiento con restricción interior (No-go seating nipple)

La restricción que ejerce este tipo de niple, debido a su reducción en el

diámetro interno del mismo, evita que las demás herramientas de la completación

21

caigan hacia el fondo del pozo. Generalmente el niple se coloca en la parte más

baja de la tubería de completación.

Válvula de pie (Standing valve)

La válvula de pie permite que el fluido que se encuentre sobre la misma

no fluya hacia el fondo del pozo. Así se evita que el fluido fluya de nuevo hacia

la cara del reservorio. Cuando la bomba se encuentra operando, la válvula

permanece abierta, permitiendo el flujo, no así, cuando la bomba está apagada.

La recuperación de esta válvula requiere de una operación con wireline, e

incluye un mecanismo de drenaje de la tubería de producción antes de ser extraída.

Ocasionalmente, en instalaciones de bombeo jet, esta válvula puede actuar como

un niple de asentamiento y sello de fondo.

Empacadura hidráulica (Hydraulic Packer)

Para aislar la comunicación entre dos zonas productoras, se utiliza una

empacadura hidráulica, las cuales son ideales para pozos direccionales, donde

empacaduras mecánicas no muestran la confiabilidad necesaria.

Al aplicar presión hidráulica sobre la tubería de producción, la

empacadura se asentará a la profundidad establecida una vez que se haya

alcanzado el diferencial de presión predeterminado. El diferencial de presión es

logrado con un tapón temporal en al final de la tubería de producción bajo la

empacadura.

Tubería de producción (Tubing)

Es el conducto por el cual se transporta la producción hacia superficie, o

se inyecta determinados fluidos que ayudan en operaciones de producción y

control de pozo.

En sistemas de levantamiento artificial hidráulico, la tubería de

producción permite el retorno del fluido motriz a superficie una vez que se haya

mezclado con la producción, o genera el ducto necesario para inyectar este fluido

hasta la bomba jet en subsuelo.

22

Ilustración 7 Ensamblaje de fondo de una bomba jet en circulación directa y reversa

Fuente: (J&J Technical Services LLC, 2014)

d) Sistemas de inyección del fluido motriz en bombas jet

Sistema de inyección directa

En la Ilustración 8 (a), el fluido motriz (en rojo) es bombeado hacia la

bomba jet por la tubería de producción y, el retorno (en violeta) del fluido motriz

y producción se realiza a través del espacio anular casing-tubing.

Para retornar la bomba hacia superficie, invierte el sentido de inyección,

recuperando la bomba jet por la tubería de producción.

Sistema de inyección reversa

En la Ilustración 8 (b), la inyección del fluido motriz (en rojo) se realiza a

través del espacio anular casing-tubing, y junto con el fluido producido desde el

yacimiento (en celeste), fluyen hacia superficie por la tubería de producción.

23

La recuperación de la bomba jet en este tipo de inyección requiere de una

operación de pesca con wireline.

Ilustración 8 Sistemas de inyección standard o directa y sistema de inyección reversa de fluido

motriz

Fuente: (Oilwell Services de México S.A., 2016)

2.6 Facilidades de producción

Los fluidos producidos e inyectados deben ser acondicionados en superficie para su

transporte y/o reutilización, según sea el caso. La separación del agua del petróleo no es 100%

eficiente, por lo que se ha establecido que el contenido de agua en el petróleo se encuentre

en menos del 1% en volumen. La eficiencia de separación dependerá del diseño de los

equipos disponibles (dimensiones, presión, temperatura) y propiedades del petróleo como

gravedad API y viscosidad.

El agua obtenida del proceso de separación debe contener mínimos niveles de

petróleo. En casos donde el agua de producción es utilizada como fluido motriz para bombas

jet, debe ser acondicionada a especificaciones que aseguren el cuidado necesario tanto en

equipos de superficie como de fondo, para lo cual, se suele incluir aditivos químicos

reductores de fricción, anti-emulsionantes, anti-escala, entre otros.

24

El gas obtenido de separadores trifásicos, botas de gas, tratadores térmicos,

deshidratadores electrostáticos, o cualquier otro equipo, es dirigido a un mechero para su

combustión cuando éste no es aprovechado para generación eléctrica o en intercambiadores

de calor.

2.6.1 Múltiple de producción (Manifold)

Por lo general, más de un pozo se encuentra en producción en un campo, y cada uno

de estos posee diferentes presiones en el cabezal. Para controlar el flujo y presión de cada

uno de los pozos, es necesario un arreglo de válvulas y tuberías que permitan ecualizar el

flujo a una sola presión y consecuentemente entre a un recipiente a presión (i.e. FWKO,

separador, tanque, etc.) o sea redirigido a una línea diferente. Un manifold de producción

cumple con este objetivo.

2.6.2 Separador de agua libre (Free-water Knockout)

El término “free-water knockout” (FWKO) es usado para describir al recipiente que

el agua libre contenida en la producción. Este tipo de separador se diferencia de un separador

trifásico debido a que solo posee dos salidas, una para el petróleo y gas y otra para el agua

(ver Ilustración 9). Usualmente opera con niveles llenos, y la salida del agua es controlada

por un controlador de nivel de interface. El diseño de un FWKO es similar a un separador

trifásico.

Ilustración 9 Representación esquemática de un FWKO horizontal

Fuente: (Stewart & Arnold, 2008)

25

2.6.3 Separador trifásico

El recipiente a presión empleado para separar el flujo multifásico proveniente del

pozo, es llamado separador trifásico (ver Ilustración 10). El mismo permite separar las

corrientes de agua, petróleo y gas y enviarlos por salidas diferentes hacia otros equipos. Los

principales factores para generar una buena separación son la presión del recipiente y el

tiempo de retención del fluido. Una placa desviadora frente a la entrada del flujo ayuda a

romper la emulsión agua-petróleo y separar la mayor cantidad de gas en solución presente en

la fase líquida.

Otros componentes presentes en este recipiente son el extractor de neblina, el cual se

encarga de retener las partículas líquidas presentes en el gas antes de que este salga del

separador, y el rompedor de espuma, que permite un flujo más uniforme del fluido dentro del

separador.

Las salidas del agua y petróleo son accionadas por válvulas de control de nivel,

mientras que la salida del gas es accionada por una válvula de control de presión. Este

separador puede ser ubicado en posición vertical u horizontal.

Ilustración 10 Separador Trifásico con componentes internos

Fuente: (Piping Engineering, 2018)

http://www.google.com.ec/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&ved=0ahUKEwjcma3uyv3YAhVOtVMKHXeRAzsQjRwIBw&url=http://www.piping-engineering.com/crude-oil-processing-offshore-facilities.html&psig=AOvVaw10FXuPUrR9Me8_NvdbzMm2&ust=1517328447085635

26

2.6.4 Tratador térmico (Heater-treater)

Los heater-treaters son equipos similares a los tanques de lavado (gunbarrels),

diferenciándose de estos últimos por el uso de calor para lograr una separación más eficiente.

Comparados con un tanque de lavado, los tratadores térmicos son menos costosos

inicialmente, sus costos de instalación también son menores, proveen buena eficiencia

calorífica y son más flexibles ante el cambio en las diferentes corrientes que maneja. Aunque

al poseer dimensiones reducidas, no permiten altos volúmenes de sedimentación y son más

sensibles a los químicos. Los tiempos de retención son menores que en comparación con un

tanque de lavado, oscilando entre 10 a 30 minutos.

La Ilustración 11 hace referencia a las tres secciones principales que posee un tratador

térmico horizontal: frente (calentamiento y separación de agua libre), cámara de surgencia

de petróleo y la sección de coalescencia.

La entrada de la corriente con la mezcla de los tres fluidos se realiza por la parte

sección frontal del recipiente, donde se encuentra la sección de separación del gas, la cual

puede poseer una sección bastante pequeña si el heater-treater se encuentra aguas abajo de

un separador. Además, esta sección posee un extractor de neblina.

Dentro de la misma sección, mediante un arreglo de placas deflectoras se separa el

agua libre, mientras que la emulsión presente es calentada junto con el petróleo para luego

pasar hacia la zona de surgencia. Una tubería caliente (fire tube) es usado para calentar esta

sección.

Cuando el petróleo y la emulsión se encuentran calientes, estos entran en la sección

de coalescencia, la cual se encuentra diseñada con el tiempo de retención óptimo para que

las gotas de agua en la fase continua de petróleo desciendan y se sedimenten en el fondo. La

salida del petróleo y agua, se encuentran controladas por controladores de nivel.

27

Ilustración 11 Vista tridimensional de un heater-treater horizontal

Fuente: (Stewart & Arnold, 2008)

2.6.5 Tanques de almacenamiento (Storage tanks)

Una vez que se ha separado el petróleo del agua, se lo almacena en tanques para

posteriormente ser fiscalizado y luego bombeado. En ocasiones, cuando las emulsiones han

sido muy difíciles de separar, y quedan proporciones remantes de agua en el petróleo, se

utiliza un tanque de almacenamiento para que el agua se deposite en la parte inferior del

tanque. Esta práctica es poco recomendable, aunque se aplica con frecuencia cuando existen

pequeñas emulsiones, bajos volúmenes en pozos marginales o, en situaciones técnicas y

económicas adversas.

Tanto petróleo como agua pueden ser almacenados en este tipo de tanques, según sea

el propósito del mismo. En caso de almacenar agua, ésta comúnmente es usada para

inyección. El agua separada en los FWKO, separadores trifásicos y heater-treaters,

usualmente es almacenada en un tanque para luego disponer de ella.

2.6.6 Bota de gas

El gas remanente de los separadores es separado mediante una bota de gas, la cual

tiene es similar a un separador trifásico vertical. La entrada de la corriente de petróleo se

realiza por la parte superior de la bota, con una entrada tangencial de manera que se genere

turbulencia en la misma y choque con las paredes y placas de orificio. En la salida del gas,

28

se encuentra un extractor de niebla que impide que las partículas de líquido remanentes en el

gas salgan con este flujo.

2.6.7 Bombas booster

Las bombas booster son equipos utilizados para aumentar la presión de un

determinado fluido, pudiendo ser agua, gas o petróleo. Este tipo de bombas son de tipo pistón,

y pueden ser de etapa simple o múltiple.

El movimiento reciprocante del pistón en el cilindro proporciona la presión al fluido,

por lo que el diseño de este tipo de bombas incluye válvulas anti-retorno a la entrada y salida

de las mismas.

Usualmente, las bombas tipo booster son utilizadas para brindar la suficiente presión

de entrada a bombas centrífugas horizontales.

2.6.8 Bombas centrífugas horizontales (HPS)

Para manejar grandes volúmenes de un fluido, sea en el transporte de petróleo o en

inyección de agua para recuperación secundaria o water disposal, una de las opciones es

emplear bombas centrífugas horizontales. La Ilustración 12 permite observar los

componentes de un equipo HPS.

El principio de funcionamiento de una bomba centrífuga horizontal es semejante al

de una bomba electrosumergible, pues está compuesta por múltiples etapas de estator y

difusor que impulsan el fluido, y al igual que una bomba electrosumergible, el número de

etapas definirá la presión y capacidad finales que la bomba pueda entregar.

El sistema de sellos presente en la bomba evita que el fluido bombeado entre en

contacto con el motor, y así pueda generar fallas. Además, el conjunto de cojinetes

horizontales de empuje evita que los esfuerzos axiales generados por la propia operación

averíen los demás componentes de la bomba.

29

El motor que impulsa el eje de la bomba puede ser de combustión interna (a diésel o

gas combustible) y/o eléctrico. Su selección dependerá de las facilidades de combustible o

electricidad presentes en el campo.

a) Consideraciones para la selección de una bomba centrífuga horizontal

La selección de la bomba adecuada para mover un determinado fluido, en este

caso inyectar agua, dependerá de los requerimientos de caudal y presión, los cuales

parten del análisis al sistema de producción, y aunque, estos valores pueden variar

durante la operación, el diseño de la bomba se basa en tasas diferenciales que evitan

problemas operacionales en la misma, es decir, este tipo de bombas son flexibles para

manejar diferentes capacidades, pero no grandes diferenciales de presión.

Como se había mencionado, los principales componentes de una bomba

centrífuga horizontal son los estatores y difusores. Los primeros se encargan de

incrementar la velocidad del líquido mediante un movimiento radial y axial

combinado, y los segundos, de convertir la energía de velocidad del líquido en energía

de presión y equilibrar hidráulicamente la carga radial del rotor.

El número de etapas que compongan la bomba, dependerán de la carga y el

caudal que manejará la misma, siendo estas dependientes de la velocidad específica

de la bomba (variable matemática que permite su diseño). Todos los impulsores y

difusores se encuentran instalados sobre un eje común, por lo que este diseño permite

reducir los elevados empujes axiales que, de otra forma, recaerían netamente sobre

los impulsores.

Otra consideración importante para tomar en cuenta es la carga positiva neta

de succión (NPSH) de la cual dispondrá la bomba para comenzar a trabajar, con el fin

de evitar la cavitación al interior del equipo. En las bombas horizontales de superficie,

la cavitación es producida cuando la presión del líquido es menor a la presión de vapor

del mismo, generando burbujas que se arrastran con el flujo líquido y ocasionando

graves daños en los componentes internos de la bomba. La boquilla de succión debe

poseer el diseño adecuado para evitar la cavitación.

30

Ilustración 12 Componentes del Sistema REDA HPS G3 de Schlumberger

Fuente: (Schlumberger, 2014)

2.6.9 Bombas rotatorias de tornillo

Las bombas rotatorias se caracterizan por poseer un tornillo sin fin dentro de la

carcasa el cual impulsa el líquido a través de la bomba (ver Ilustración 13). Su apariencia es

similar a una bomba centrífuga, pues su desplazamiento positivo comprime el fluido

continuamente hasta que este alcance alta presión, pero sin brindar una alta energía cinética

antes.

El funcionamiento a bajas velocidades ocasiona que la cavitación incremente, lo cual

genera que su eficiencia se reduzca. Por lo tanto, es recomendable que la cantidad de gas que

se encuentre disuelto en el fluido sea mínima, y así, evitar problemas operativos. Al contrario

de las bombas centrífugas y reciprocantes, este tipo de bombas generan mínimos esfuerzos

de corte y turbulencia en el líquido. Sin embargo, el fluido no puede ser corrosivo ni contener

sólidos.

Actualmente, las bombas rotatorias poseen uno, dos o tres tornillos en su interior,

generando mayores presiones de descarga y manteniendo las características antes expuestas.

Entre sus aplicaciones más importantes se encuentran la transferencia de petróleo, inyección

de agua y bombeo de residuos de refinería.

31

Ilustración 13 Vista superior y tridimensional de una bomba de tornillo IMO 323F

Fuente: (CIRCOR, IMO, 2017)

2.6.10 Generadores eléctricos

La energía eléctrica demandada por los equipos e instalaciones en campo

generalmente es suplida aprovechando los recursos existentes en el sitio, así el uso de

generadores eléctricos a gas, diésel e incluso petróleo, es común en las locaciones.

La eficiencia en la generación de energía eléctrica se encuentra determinada por la

pureza del combustible utilizado, es así como, en el caso de utilizar el gas asociado a la

producción, la cantidad de energía que el generador pueda entregar dependerá de las

impurezas existentes en el gas (i.e. azufre, CO2, NOx, etc.) Lo mismo sucede cuando el

combustible es diésel o petróleo.

2.6.11 Líneas de flujo

Las líneas de flujo son un componente integral de una estación de proceso en una

plataforma, mediante éstas se transporta todos los fluidos producidos de un recipiente hacia

otro, o incluso, hasta otra locación. Los aditivos químicos por inyectarse en los pozos

productores, el agua de producción utilizada en recuperación secundaria, el gas que se quema

o ventea, fluye a través de las tuberías que conforman la línea de flujo.

La construcción de líneas de flujo se encuentra normada por la API 5L, ASME B31.4

y ASME B31.8. Todos los parámetros de diseño de la tubería, accesorios, uniones, soldadura,

inspección, pruebas y mantenimiento se encuentran especificadas en ellas. La selección de

32

un determinado tipo de acero, principalmente, depende de la presión a la cual va a operar la

línea y el tipo de fluido que va a ser transportado.

El diseño de una línea de flujo debe realizarse en base a la operación para la cual será

utilizada, es así, que en caso de transportar un fluido multifásico, se deberá tomar en cuenta

los caudales y velocidades de las dos fases fluyentes, así como también el régimen y el patrón

de flujo. Esto con el objetivo de determinar el diámetro óptimo para el flujo y las pérdidas de

presión en la tubería.

Cuando el fluido a transportar es de una sola fase (gas o líquido), su diseño se facilita,

pues no existe el fenómeno de colgamiento en la tubería ni patrones de flujo. Una vez más,

es importante determinar el diámetro óptimo para el flujo, la capacidad de llenado de la

tubería, la máxima presión de trabajo, la velocidad del fluido y las pérdidas de presión. Todos

los parámetros antes mencionados, permiten seleccionar la tubería en base a las

especificaciones de las normas API y ASME.

2.6.12 Válvulas de control de flujo (VRF)

Las válvulas de control de flujo permiten limitar a un determinado caudal de fluido el

flujo que está circulando por una tubería. Este tipo de válvulas son utilizadas generalmente

cuando existe un flujo fijo recorriendo una red de tuberías, y existe la necesidad de alimentar

a un proceso adjunto con una cierta cantidad del fluido del sistema.

Tres funciones principales poseen las válvulas VRF:

• Regular la velocidad de los actuadores lineales o rotatorios.

• Regular la potencia disponible de sub-sistema controlando el flujo hacia ellos.

• Regular o dividir proporcionalmente el flujo de una bomba a varios ramales

de un sistema.

Las válvulas de control de flujo pueden ser de dos tipos: válvulas de control de flujo

no compensadas en presión, y válvulas de control de flujo compensadas en presión.

33

a) Válvulas de control de flujo no compensadas en presión

Este tipo de válvulas son empleadas en sistemas donde la presión es

relativamente constante. El principio de operación se basa en que el flujo a través del

orificio se mantiene constante si la caída de presión a través del mismo también lo es.

La desventaja de este tipo de válvulas es que, para mantener la caída de presión

constante, la presión de salida del orificio debe mantenerse constante, lo cual en un

sistema hidráulico no es común debido a que la presión de salida del orificio es

dependiente de la carga, y la carga varía constantemente.

El tamaño del orificio puede ser regulado mediante un actuador manual de

tornillo. En los catálogos del fabricante se encuentra especificado el tamaño del

orificio dependiendo de la posición del actuador. La Ilustración 14 ofrece una vista

lateral de este tipo de válvulas.

Ilustración 14 Válvula de control de flujo no compensada en presión. (a) Totalmente

cerrada; (b) parcialmente abierta; (c) totalmente abierta

Fuente: (National Programme on Technology Enhanced Learning, 2013)

b) Válvulas de control de flujo compensadas en presión

Este tipo de válvulas resuelven el problema de las válvulas no compensadas

en presión mediante un sistema interno de cambio en el tamaño del orificio

dependiente de los cambios de presión en el sistema. Para lograr un flujo constante,

la válvula posee una compuerta de compensación con resorte que reduce el tamaño

del orificio cuando la caída de presión aumenta, y viceversa.

34

Este mecanismo de retroalimentación ante las variaciones de carga, y por ende

de presión en el sistema, permite que el flujo a la salida del orificio se mantenga lo

más cercano posible al que se fijó cuando se instaló la válvula. La Ilustración 15

muestra un corte en sección de una válvula compensada en presión.

Ilustración 15 Corte en sección de una válvula de control de flujo compensada en presión

Fuente: (National Programme on Technology Enhanced Learning, 2013)

35

CAPÍTULO III

3 DISEÑO METODOLÓGICO

3.1 Tipo de Estudio

El presente estudio técnico es de tipo prospectivo-comparativo puesto que a partir de

la recolección de datos de las variables relacionadas se compararán los sistemas de

producción actual y propuesto, y se generarán las soluciones pertinentes para resolver el

problema en discusión, y así, poder optimizar los sistemas de producción hidráulico y

energético del Bloque Sur.

3.2 Universo y Muestra

El universo está conformado por los 11 pozos con bombeo hidráulico tipo jet

existentes en los Bloques 14 y 17, de los cuales 4 se encuentra en el Bloque 14 1 y 7 en la

plataforma Beta 1.

La muestra del presente estudio involucra los pozos: A1 de la plataforma Alpha 1 y

B1 de la plataforma Beta 1.

3.3 Instrumentos de recopilación de información y datos

Los instrumentos utilizados para la recopilación de información y datos serán el

software de hojas de cálculo Microsoft Excel, WellFlo® Design and Analysis Software y

PIPESIM©. La data recopilada se compondrá de los diagramas de completación de pozos,

propiedades de los fluidos producidos, tazas de producción e inyección, modelos de

simulación del sistema de levantamiento artificial de los pozos, modelos de simulación de

los sistemas de reinyección, diseños y planos de las facilidades de superficie y costos de

consumo de diésel y gas para la generación de energía eléctrica requerida por los equipos.

El siguiente mapa de procesos, Ilustración 16, se indica las 3 fases en las cuales se

elaboró el estudio técnico en mención.

36

Ilustración 16 Fases de elaboración del estudio técnico

Fases de elaboración del estudio técnico

Fase 1

Revisión Bibliográfica

Recopilación de Información PetroOriental S.A.

Fase 2

Evaluación del estado actual de los sistemas de producción

Análisis del cambio de los sistemas de producción con MTU por sistema centralizado

Definición de los cambios en los diseños de facilidades de superficie y subsuelo

Fase 3

Cálculo de costos de los arreglos en diseños

Metología de cálculo de demanda energética

37

CAPÍTULO IV

4 DESCRIPCIÓN DEL ESTADO ACTUAL DE LOS SISTEMAS DE

PRODUCCIÓN Y FACILIDADES DE SUPERFICIE

Los pozos de estudio son A1, el cual se encuentra en la plataforma Alpha 1 y, B1, el

cual forma parte de la plataforma Beta 1. De estos pozos y plataformas se detalla la siguiente

información:

4.1 Estado actual de los pozos productores

4.1.1 Pozo A1

El pozo A1 posee un perfil tipo “J” y fue perforado desde la plataforma Alpha 1.

Su perforación empezó el 1 de septiembre y finalizó el 10 de septiembre de 2017.

Inició sus operaciones el 11 de septiembre de 2017.

El horizonte productor actual es U media. U inferior se encuentra aislada mediante un

packer hidráulico asentado a la profundidad de 11,540 ft MD / 9,963 ft TVD y Hollín superior

está aislada mediante un CIBP a 11,980 ft MD.

a) Configuración mecánica del pozo

La profundidad total del pozo A1 es 12,188 ft MD / 10,579 ft TVD. La

configuración de la tubería con la cual se construyó el pozo se encuentra detallada en

la Tabla 7.

Tabla 7 Detalle de configuración de tubería del pozo A1


Elaboración: PetroOriental

38

b) String de completación

Los equipos y tubería que conforman la tubería de completación se detallan

en la Tabla 8, asimismo, estos pueden ser observados en el diagrama de completación

del pozo (ver Ilustración 17).

Tabla 8 Detalle de string de completación del pozo A1



39

Ilustración 17 Diagrama de la configuración mecánica y completación del pozo A1


40

c) Sistema de levantamiento artificial e histórico de producción

El pozo A1 fue completado el 11 de septiembre de 2017 con el sistema de

levantamiento hidráulico tipo jet, y empezó a producir de la Arena U media. La

bomba jet inicial para evaluación fue una Jet Claw® con geometría 13M.

En la corta vida productiva del pozo, el presente historial de producción,

Ilustración 18, permite evidenciar 3 eventos distintivos en el mismo. Estos eventos

pertenecen a:

A: Incremento de producción debido al cambio de bomba jet 13L a 11J.

B: Mantenimiento de bomba jet 11J y cierre de pozo por evaluación build-up.

C: Incremento del corte de agua debido al aumento en la inyección de FM.

Ilustración 18 Histórico de producción del pozo A1 del yacimiento U media


41

d) Índice de productividad del pozo

La curva de productividad del pozo (Ilustración 19); ésta, refleja la capacidad

actual de producción de U media en este pozo. El flujo máximo (AOF) es 667.1

STB/D.

Ilustración 19 Curva IPR del yacimiento U media en el pozo A1


e) Pronóstico de producción

De acuerdo con la prognosis de producción realizada por el área de Desarrollo

Bloque Sur, se espera recuperar 218.62 MBls de petróleo hasta el año 2025. En la

Ilustración 20 se puede observar la curva de declinación de la producción del pozo

con el pronóstico realizado:

42

Ilustración 20 Pronóstico de producción del pozo A1 en el yacimiento U media


4.1.2 Pozo B1

El pozo posee un perfil tipo “J” y fue perforado desde la plataforma Beta 1.

Su perforación culminó el 28 de septiembre de 2012, para finalmente iniciar su

producción el 12 de diciembre de 2012.

Los horizontes productores de este pozo a través del tiempo han sido U inferior y T

inferior. Al inicio de sus operaciones la producción provino de la arena U inferior. Desde el

07 de octubre de 2017 el pozo se encuentra cerrado por “hueco en la tubería de producción”;

hasta ese momento, su producción provenía de la arena U inferior.

a) Configuración mecánica del pozo

La profundidad total del pozo son 12,664 ft MD / 10,320 ft TVD. El detalle

mecánico del mismo es descrito en la Tabla 9.

43

Tabla 9 Detalle de configuración de tubería del pozo B1



b) String de completación

Los equipos y tubería que conforman la tubería de completación se detallan

en la Tabla 10, asimismo, estos pueden ser observados en el diagrama de

completación en la Ilustración 21.

Tabla 10 Detalle de string de completación del pozo B1



44

Ilustración 21 Diagrama de la configuración mecánica y completación del pozo B1


45

c) Sistema de levantamiento artificial e histórico de producción

El pozo B1 inició sus operaciones el 12 de diciembre de 2012 produciendo

125 BFPD con un BSW del 100% de la arena U inferior con una unidad MTU, por lo

que para el 14 de diciembre del mismo año se realiza el cambio a la arena T inferior

con una bomba Jet Claw de geometría 10J, la cual, dos días después, fue cambiada

por una geometría 11K.

Al momento, el pozo se encuentra cerrado por “hueco en tubería”; hasta antes

del cierre, el pozo poseía instalada una bomba jet 12J y trabajaba con una eficiencia

del 16.5%.

Los historiales de producción y eventos más representativos del yacimiento T

inferior pueden observarse en la Ilustración 22 y del yacimiento U inferior en la

Ilustración 23.

Ilustración 22 Histórico de producción del pozo B1 del yacimiento T inferior


46

A: Inicio de producción con bomba jet 10J y cambio a bomba 11K.

B: Cierre por evaluación build-up y posterior cambio de zona (U inferior).

C: Cambio de zona productora. Se produce aproximadamente un mes de U inferior.

D: Cambio de zona productora. Inicio de producción con alto corte de agua.

E: Cambio de bomba jet a 10J.

F: Pozo OFF, recuperación de bomba y cambio por geometría 12L.

G: Cambio de zona productora a U inferior con bomba jet de geometría 12L.

Ilustración 23 Histórico de producción del pozo B1 del yacimiento U inferior


A: Inicio de producción de la zona productora con bomba jet 12L.

47

B: Reinicio de operaciones luego de paro por daño en standing valve.

C: Aumento del corte de agua y declinación de la producción por depletación natural

del reservorio.

d) Índice de productividad del pozo

La capacidad actual de producción de U inferior se muestra en la Ilustración

24, donde se puede observar que su flujo máximo (AOF) es 458 STB/D.

Ilustración 24 Curva IPR del yacimiento U inferior en el pozo B1


e) Pronóstico de producción

De acuerdo con la prognosis de producción realizada por el área de Desarrollo

Bloque Sur, se espera recuperar 326.342 MBls de petróleo hasta el año 2025 del

yacimiento T inferior, y, 181.334 Mbls del yacimiento U inferior hasta el año 2019.

En la Ilustración 25 se observa la curva de declinación de la producción para el

yacimiento T inferior, y para el yacimiento U inferior en la Ilustración 26.

48

Ilustración 25 Pronóstico de producción del pozo B1 en el yacimiento T inferior


Ilustración 26 Pronóstico de producción del pozo B1 en el yacimiento U inferior


49

4.2 Estado actual de las facilidades de superficie

4.2.1 Plataforma Alpha 1

La separación del agua, petróleo y gas provenientes de los 5 pozos que conforman la

plataforma Alpha 1 se realiza mediante la estación de proceso existente en la misma locación.

El agua, producto de la deshidratación del petróleo, es utilizada para inyección en 3 pozos.

El gas es empleado para generar energía eléctrica.

Los equipos que conforman la estación de tratamiento de Alpha 1 (ver Tabla 11)

poseen una capacidad de procesamiento instalada de 17,400 BFPD, actualmente procesa

11,638 BFPD. Éstos se describen a continuación:

Tabla 11 Equipos presentes en la estación de tratamiento Alpha 1

Equipo Cantidad Capacidad (c/u)

Separador de agua libre (FWKO) 1 12,000 BFPD

Deshidratador electrostático 1 10,000 BOPD

Tanques de almacenamiento de petróleo 2 1,340 BLS

Tanques de almacenamiento de agua 2 1,340 BLS

Bombas booster para inyección de agua 3 10,000 BWPD

Bombas centrífugas horizontales para

inyección de agua 4 15,000 BWPD

Bombas booster para transferencia de petróleo 3 3,000 BOPD

Bombas rotatorias de tornillo para

transferencia de petróleo 3 4,500 BOPD


El diagrama PFD de la estación de proceso en la plataforma Alpha 1 se puede apreciar

en la Ilustración 27, en el cual, en color azul se observa parte del sistema centralizado de

reinyección instalado

50

Ilustración 27 Estación de proceso Alpha 1


a) Unidad móvil de prueba (MTU)

La inyección del fluido motriz que alimenta la bomba jet en subsuelo en el

pozo A1 se realiza mediante una MTU de las siguientes características (ver Tabla 12),

esta unidad es propia de la empresa.

Tabla 12 Descripción de la Unidad MTU utilizada en el pozo A1

PA

D

Pozo

Moto

r

Bomba Módulo

Marc

a

Tip

o

P. M

ax.

Diá

m.

Pis

tón

Tasa

Marc

a

Ver

tica

l

Hori

zon

tal

Alpha

1 A1

CAT-

3406

Oil

Well

300Q-

5H

5,000

psi. @

100 °F

1.875” 4,099

BPD Odesa

600

psi

@

180

ºF

600

psi

@

180

ºF


51

El fluido motriz que emplea la bomba jet es el agua de producción obtenida

en el separador de acondicionamiento de la MTU. Este fluido, en promedio, posee 35

ppm de aceite en agua y una salinidad de 76,313 ppm de NaCl.

b) Inyección de químicos

Con el propósito de aumentar la vida útil de los equipos en subsuelo, se ha

optado por inyectar aditivos químicos que permiten resolver problemas propios de las

operaciones de producción. Actualmente, se inyectan los siguientes aditivos químicos:

• Inhibidor de corrosión: 2 gal/día,

• Demulsificante: 2 gal/día,

• Biocidas: bache quincenal de 20 gal.

4.2.2 Plataforma Beta 1

Las facilidades de superficie existentes en la plataforma permiten deshidratar el

petróleo proveniente de los 14 pozos productores e inyectar agua a través del único pozo

inyector existente en la misma. Al igual que en la plataforma Alpha 1, el gas es utilizado para

generación eléctrica.

El petróleo tratado es enviado mediante un oleoducto secundario de 6 pulgadas de

diámetro y 1.7 km de longitud hasta conectarse con el oleoducto de Cononaco – Auca

perteneciente a la empresa Petroamazonas EP.

La estación de procesamiento actualmente acondiciona 2,168 BFPD, su capacidad

nominal es de 12,500 BFPD, y lo realiza mediante los equipos descritos en la Tabla 13. De

igual manera, el diagrama PFD (ver Ilustración 28) permite observar la disposición de los

equipos presentes en la plataforma.

52

Tabla 13 Equipos presentes en la estación de tratamiento Beta 1

Equipo Cantidad Capacidad

Separador trifásico de producción 1 12,500 BFPD

Deshidratador térmico 1 12,500 BFPD

Bota de gas 1 10,000 BFPD

Tanques de almacenamiento de petróleo 2 900 BLS

Tanques de almacenamiento de agua 3 1,200 BLS

Bombas booster para inyección de agua 3 10,000 BWPD

Bombas centrífugas horizontales para

inyección de agua 4 14,000 BWPD

Bombas booster para transferencia de petróleo 3 24,000 BOPD

Bombas rotatorias de tornillo para

transferencia de petróleo 3 24,000 BOPD


Elaboración: Autor

Ilustración 28 Estación de proceso Beta 1


53

a) Unidad móvil de prueba (MTU)

El fluido motriz inyectado a la bomba de subsuelo en el pozo B1 se realiza por

medio de una MTU, la cual es propia de la empresa y posee las características

enunciadas en la Tabla 14.

Tabla 14 Descripción de la Unidad móvil de prueba utilizada para el pozo B1

PA

D

Pozo

Moto

r

Bomba Módulo M

arc

a

Tip

o

P. M

ax.

Diá

m.

Pis

tón

Tasa

Marc

a

Ver

tica

l

Hori

zon

tal

Beta

1 B1

CAT-

3406

Oil

Well

300Q-

5H

5,000

psi. @

100 °F

1.875” 4,099

BPD Odesa

600

psi @

180

ºF

600

psi @

180

ºF


Elaboración: Autor

De igual forma que en Alpha 1, el fluido motriz utilizado en el pozo B1 es el

agua de producción obtenida del separador de acondicionamiento, la cual posee, en

promedio, 15 ppm de aceite en agua y una salinidad de 52,553 ppm de NaCl.

b) Inyección de químicos

Con el propósito de aumentar la vida útil de los equipos en subsuelo, se opta

por inyectar aditivos químicos que permiten resolver ciertos problemas propios de las

operaciones de producción. Hasta la fecha de cierre del pozo, se realizaba la inyección

de los siguientes aditivos químicos:

• Inhibidor de corrosión: 1.2 gal/día,

• Demulsificante: 2 gal/día,

• Biocidas: bache quincenal de 20 gal.

54

4.3 Sistema de centralizado de reinyección


La inyección del agua producida en las plataformas Alpha 1 y Gamma 1 se realiza

mediante 3 pozos inyectores/reinyectores (A5, A25, A19), utilizando 4 bombas centrífugas

horizontales existentes en Alpha 1.

De la plataforma Gamma 1 provienen 15,626 BWPD mediante una línea de flujo de

6 pulgadas de 500 metros, y se suman a los 10,453 BWPD que se producen en la plataforma

Alpha 1; esto, debido a los programas de mantenimiento de presión existentes en las arenas

M1 y U inferior en la plataforma. Los equipos, pozos y agua empleados en el sistema se

detallan a continuación:

a) Bombas centrífugas horizontales (HPS)

Las 4 bombas centrífugas horizontales (HPS) de similares características son

accionadas por motores eléctricos, de ellas 3 son operativas y 1 se encuentra en modo

stand-by. Sus especificaciones se detallan en la Tabla 15.

Tabla 15 Motor y Bomba Horizontal utilizadas en Alpha 1

MOTOR

Marca Modelo Hp Amp Rpm Volt

Siemens 300404 900 112 3,583 4,000

BOMBA

Marca Modelo Etapas Capacidad P entrada P descarga

Schlumberger 675 J350N 31 15,000 350 psi 3,034 psi


Elaboración: Autor

b) Agua de reinyección

Las bombas centrífugas horizontales son las encargadas de bombear los

26,079 BWPD producto de la deshidratación del petróleo en las plataformas Alpha 1

55

y Gamma 1. Parte de esta agua se utilizará como fluido motriz de la bomba jet

presente en el pozo A1, una vez que se suspenda el uso de la unidad MTU.

Al momento, el agua posee, en promedio, 24.1 ppm de aceite en agua, una

salinidad de 69,500 ppm de NaCl equivalentes, 23 ppm de sólidos en suspensión y

una temperatura de 155ºF. Adicional al fluido motriz, se continuarán inyectando los

aditivos químicos descritos en el literal f de la sección 4.1.1.

c) Pozos inyectores

El agua obtenida de la deshidratación en la plataforma es inyectada y

reinyectada mediante los pozos A5, A25, A19 a los yacimientos productores M1, U

inferior y Hollín. En la Tabla 16 se detallan los volúmenes diarios de inyección y las

presiones de inyección.

Tabla 16 Volúmenes y reservorios de inyección del agua disponible en la plataforma Alpha 1

Pozo Inyector

/Reinyector

Presión en

Cabeza

(psia)

horas

ON

Caudal

(BWPD) Reservorio Propósito

A5 1,050 24 2,726 Hollín Water Disposal

A25 2,200 24 6,269 M1 Water Inj.

A19 2,350 24 10,844 U inferior Water Inj. Fuente: PetroOriental S.A., 2018

Elaboración: Autor


El agua obtenida de la estación de procesamiento de la plataforma es inyectada

mediante un pozo inyector. Para esto, se dispone de 2 bombas centrífugas horizontales

accionadas por motores eléctricos, de las cuales sólo 1 se encuentra operativa.

a) Bombas centrífugas horizontales (HPS)

Las principales características de las bombas centrífugas horizontales

presentes en la plataforma Beta 1 se describen a en la Tabla 17.

56

Tabla 17 Motor y Bomba Horizontal utilizadas en Beta 1

MOTOR

Marca Modelo Hp Amp Rpm Volt

Baldor - 600 450 3,560 460

BOMBA

Marca Modelo Etapas Capacidad P entrada P descarga

REDA 675 J200 N 56 12,000 350 psi 3,000 psi


Elaboración: Autor

b) Agua de reinyección

La totalidad del agua producto de la deshidratación de petróleo (540 BWPD)

son inyectados por el pozo B1-I, fluido que, en promedio, posee 8.4 ppm de agua en

aceite, una salinidad de 52,553 ppm de NaCl equivalentes, 10 ppm de sólidos en

suspensión y una temperatura de 126ºF.

Este fluido será utilizado como fluido motriz por la bomba jet presente en el

pozo B1, y al cual, se le añadirán los mismos aditivos químicos descritos en el literal

f de la sección 4.1.2.

c) Pozos inyectores

La plataforma Beta 1 cuenta con un único pozo inyector. Con una tasa de 540

BWP y una presión en el cabezal de 550 psi, el agua inyectada por el pozo B1-I tiene

como objetivo final mantener la presión del yacimiento U inferior.

4.4 Generación eléctrica


La energía eléctrica necesaria para las diferentes operaciones en la plataforma es

proporcionada por los generadores que se detallan en la Tabla 18. Éstos, utilizan diésel y el

gas asociado a la producción de petróleo. De los 5 generadores, 3 generadores están

57

operativos, 1 en stand-by y 1 en black-start. La potencia actual que entregan los generadores

operativos es de 1,800 KW.

Tabla 18 Generadores presentes en la plataforma Alpha 1

Año de

fabricación Modelo

Capacidad

placa (KVA)

Capacidad

placa (KW) Combustible

2007 Caterpillar 3508 1,040 832 Diésel

2013 VHP5904GSID/LS661

-03 WAUKESHA 1,225 980 Gas









El suministro de energía eléctrica hacia los diferentes equipos existentes en la

plataforma Beta 1 se realiza mediante 1 generador a diésel y 2 a gas (ver Tabla 19),

aprovechando así los recursos disponibles. La potencia actual entregada es de 780 KW,

perteneciente a un solo generador a gas.

Tabla 19 Generadores presentes en la plataforma Beta 1

Año de

fabricación Modelo

Capacidad

placa (KVA)

Capacidad

placa (KW) Combustible

2007 Caterpillar 3512 1,650 1,360 Diésel

2013 VHP4L7042GSI S4 1,480 1,104 Gas

2013 VHP4L7042GSI S5 1,480 1,104 Gas


Elaboración: Autor

58

CAPÍTULO V

5 ANÁLISIS DE LOS SISTEMAS DE PRODUCCIÓN Y FACILIDADES DE

SUPERFICIE

5.1 Plataforma Alpha 1

5.1.1 Modelo actual del sistema de producción del pozo A1

El modelo de simulación del pozo A1 fue realizado en el programa WellFlo® Design

and Analysis Software, el cual ha permitido evaluar las condiciones actuales de operación y

determinar los parámetros característicos del mismo. Mediante la Ilustración 29 permite

observar el resumen de las condiciones de simulación del sistema de producción del pozo.

Ilustración 29 Esquema resumen del sistema de producción del pozo A1 en WellFlo


El punto operativo del sistema de producción, la tasa de inyección y potencia

requerida por la bomba de subsuelo calculados por el software se muestran en el pie de

imagen de la Ilustración 30. Para propósitos de diseño en el simulador, se ha considerado

únicamente la salinidad del agua como factor predominante para calcular la gravedad

específica del fluido motriz (1.053)

59

Ilustración 30 Resumen de las condiciones de operación del pozo A1 en WellFlo


5.1.2 Consideraciones para el cambio al sistema centralizado

La sustitución de la unidad MTU por el sistema centralizado de reinyección, conlleva

varias consideraciones que pueden limitar el cambio. Las consideraciones específicas para el

pozo A1 son las siguientes:

a) Presión de inyección del fluido motriz

El sistema de bombeo horizontal existente en la plataforma entrega una

presión de descarga de 2,163 psia, aunque las bombas pueden operar a un máximo de

3,034 psi.

60

La presión de inyección del fluido motriz se encuentra limitada a este valor

debido a que la presión requerida para cumplir con el programa de mantenimiento de

presión mediante los pozos inyectores es 2,000 psia.

b) Caudal de inyección del fluido motriz

El volumen de inyección diario requerido por el pozo A1 es 2,316 bls, el cual

no representa ninguna limitante en cuanto a disponibilidad del mismo, pues el fluido

será el agua de producción.

Actualmente se inyectan 2,726 BWPD al reservorio Hollín mediante el pozo

A5, cuya finalidad es water disposal, agua que puede ser dispuesta como fluido motriz

del sistema de levantamiento artificial del pozo A1.

La configuración de la línea de flujo que se dirija al pozo A1 deberá contar

con una válvula reductora de flujo (VRF), que permitirá enviar el caudal de fluido

motriz necesario hasta el mismo.

c) Aumento del volumen a procesar en las facilidades de superficie

El caudal de retorno proveniente del pozo se estima en 2,536 BFPD, de los

cuales 220 bls corresponden al aporte del pozo. El volumen de fluido motriz se

considerará una cantidad constante de recirculación en la estación de proceso una vez

instalado el sistema centralizado de reinyección.

En la actualidad se utiliza el 66.9% (11,638 BFPD) de la capacidad total

instalada en la plataforma (17,400 BFPD). Al realizar la recirculación del fluido

motriz a través de la estación, se utilizará el 80.2% (13,954 BFPD) de la capacidad

de la misma, por lo que se no se requerirán adecuaciones sobre las mismas.

61

5.1.3 Modelo propuesto para optimización del sistema de producción del pozo A1

manteniendo la tasa de producción

La aplicación de las consideraciones mencionadas anteriormente en la construcción

del nuevo modelo de simulación del pozo, permitieron determinar que la geometría óptima

de la bomba jet sería 12L. Los resultados de la optimización sugerida se exhiben en la

Ilustración 31.

Como se había mencionado anteriormente, el fluido motriz del sistema de

levantamiento será el agua de producción que posee la plataforma, la misma que posee una

gravedad específica de 1.053.

Ilustración 31 Resumen de las condiciones de operación del modelo propuesto para el pozo A1

manteniendo la tasa actual de producción


62

a) Análisis de sensibilidad del corte de agua

Al ser un pozo relativamente nuevo, se espera que el aporte a la producción

total de la plataforma incremente. El análisis realizado (ver Ilustración 32) exhibe los

resultados en un caso no favorable para la vida productiva del pozo, puesto que se

puede observar que se mantiene la tasa de producción (200 BFPD) y el corte de agua

incrementa.

El objeto principal de este análisis es observar el requerimiento de fluido

motriz y potencia por parte de la bomba jet.

Ilustración 32 Análisis de sensibilidad del corte de agua para el pozo A1 manteniendo la tasa

actual de producción


Diseño

propuesto

63

5.1.4 Modelo propuesto para optimización del sistema de producción del pozo A1

aumentando la tasa de producción

El análisis realizado por parte del área de ingeniería de Desarrollo Bloque Sur sugiere

que la tasa de producción de fluido podría situarse en los 300 stb/día, pero al mismo tiempo

se incrementaría el corte de agua, llegando a un valor estimado del 45%.

En el contexto antes mencionado, se desarrolla un nuevo modelo del pozo en el cual

se incluyen las consideraciones expuestas en el numeral 5.2.2, la nueva tasa de producción y

el nuevo corte de agua pronosticado. Los resultados que se exponen en la Ilustración 33

sugieren una geometría de boquilla y garganta de numeración 13L.

Ilustración 33 Resumen de las condiciones de operación del modelo propuesto para el pozo A1 con

tasa incrementada


64

Al igual que en el caso base de optimización, el análisis de sensibilidad del corte de

agua permite determinar el requerimiento de inyección del pozo y su aporte de producción.

a) Análisis de sensibilidad del corte de agua

El incremento del corte de agua en el pozo es inminente, y dependerá del

tiempo y condiciones de operación del pozo para que su aumento se visible. Los

resultados del análisis cuando existe un incremento en el corte de agua del pozo se

pueden observar en la Ilustración 34:

Ilustración 34 Análisis de sensibilidad del corte de agua para el pozo A1 incrementando la tasa

actual de producción


65

5.1.5 Arreglos en las facilidades de superficie necesarios para implementar el SCR

La implementación del sistema centralizado de reinyección (SCR) necesita de la

construcción de una única línea de flujo para conducir el agua de inyección que será utilizada

como fluido motriz del sistema de levantamiento hidráulico del pozo A1.

Esta nueva línea se categoriza como una continuación de la línea de flujo que llega

hasta el pozo inyector A19, en el cellar adyacente, y será necesario un tie-in, además de una

válvula VRF para regular la tasa de inyección del fluido motriz en el pozo A1. La longitud

de esta facilidad será de 14.1 metros, y su especificación se detalla en la Tabla 20.

Actualmente, la inyección de aditivos químicos especificados en literal b del numeral

4.2.1 se realiza mediante una línea separada que llega hasta el cabezal del pozo, la misma

que continuará en operación debido a la incompatibilidad de la inyección con el arreglo

propuesto.

Tabla 20 Resumen de arreglos necesarios en las facilidades de superficie de la plataforma Alpha 1

Longitud

(m)

Diámetro

nominal (plg)

Diámetro

externo (plg)

Schedule

No.

Espesor

(plg) Conexiones

14,1 2 2.375 160 0.344 ANSI 1500

La sección de interés del sistema centralizado de reinyección en la plataforma se

puede representar tal como se muestra en la Ilustración 35 en el software PIPESIM©,

permitiendo así realizar el diseño óptimo de la línea de flujo y estimar las caídas de presión

en las líneas desde la descarga de la bomba hasta el cabezal de cada pozo.

66

Ilustración 35 Modelo de simulación en PIPESIM del SCR en la plataforma Alpha 1


Las pérdidas de presión en las líneas de flujo del modelo de simulación se detallan en

la Tabla 21, en la cual se observa que la mayor pérdida de presión ocurre en la línea de flujo

propuesta.

Tabla 21 Pérdidas de presión en las diferentes líneas de flujo del SCR de Alpha 1

Sección Pérdida de presión (psia)

FL1 0

FL2 0

FL3 0

FL4 13

FL4-1 0

FL5 81

Una consideración especial para el diseño de la línea es la velocidad del fluido, la

cual, según la norma ASME B31.4, especializada para el diseño de sistemas de tuberías para

petróleo, no debe ser menor a 3 ft/s para evitar el asentamiento de sólidos en el líquido, ni

mayor a 15 ft/s para minimizar las posibilidades de erosión en la tubería. De acuerdo con los

estándares de diseño de líneas de flujo para líquidos de Andes Petroleum Ecuador Ltd., la

velocidad máxima del fluido no debe exceder 12 ft/s, debido a las características corrosivas

del agua.

67

El máximo valor de velocidad es de 9.8 ft/s en la línea FL4, encontrándose dentro de

los parámetros exigidos. La Ilustración 36 muestra los valores de la velocidad del líquido en

todas las secciones de la línea de flujo.

Ilustración 36 Velocidades del líquido en las tuberías de inyección de agua y fluido motriz del SCR

de la plataforma Alpha 1


En el plano de la plataforma que se muestra en la Ilustración 37, se puede observar la

línea de flujo (en rojo) que se conectará desde el pozo A19 hasta el cabezal del pozo A1.

Ilustración 37 Línea de flujo propuesta para la inyección del fluido motriz en el pozo A1

68

69

5.1.6 Comparación entre los sistemas de producción actual y propuestos

La comparación entre los sistemas de producción actual, propuesto manteniendo la

tasa y propuesto aumentando la tasa de producción del pozo A1, permite observar las

diferencias que hubiere al cambiar el sistema con MTU por el Sistema Centralizado de

Reinyección (SCR).

a) Comparación de parámetros técnicos entre los sistemas de producción

La Tabla 22 exhibe las diferencias más importantes que se puede observar son

las eficiencias y potencias, tanto de las bombas jet como de las bombas en superficie.

Tabla 22 Comparación de parámetros técnicos entre los sistemas de producción con MTU y SCR

del pozo A1

Variable Unidad móvil de

prueba (MTU)

SCR – Tasa

actual

SCR – Tasa

Aumentada

Presión de inyección del

FM (psia) ~2,720 1,940 2,000

Caudal de inyección del

FM (stb/d) ~2,223 2,316 2,468

Geometría bomba jet 11 J 12 L 13 L

Potencia en superficie

requerida por la bomba

jet (hp)

96 87 96

Eficiencia de la bomba jet

(%) 13.1 18.8 22.9

Gravedad específica del

FM 1.053 1.053 1.053

Sistema de inyección del

FM Directo Directo Directo

Aumento de volumen en

facilidades de superficie

(bls)

~220 2,316 2,468

Potencia requerida en el

motor de unidad de

bombeo en superficie (hp)

188 254.2 254.2

Eficiencia de la unidad de

bombeo en superficie (%) 51.7 76 76

Presión de retorno en el

cabezal (psia) 85 85 80

70

Tasa de producción de

fluido (stb/d) ~220 220 300


petróleo (stb/d) ~167 167 165

Corte de Agua (%) ~24 24 45

Índice de productividad

del pozo (stb/d/psi) 0.2 0.2 0.2

b) Análisis del costo-beneficio al cambiar el sistema de producción con MTU por

SCR

El sistema de levantamiento artificial hidráulico actual demanda varios costos

de mantenimiento de la unidad MTU utilizada. La potencia generada por el motor a

combustión de la unidad y consumida por la bomba múltiplex es 188 hp (140 kW), lo

que se traduce en un consumo de 211.2 galones de diésel por día.

En cambio, las 3 bombas centrífugas horizontales (HPS) demandan que los

motores entreguen una potencia diaria de 762.6 hp (568.67 kW). La energía eléctrica

que alimenta los motores de las bombas HPS es generada con generadores eléctricos

a gas. Es importante mencionar que la implementación del SCR no demanda un

aumento en los kW-día que requieren las bombas HPS.

Ambos consumos ocurren actualmente, por lo que estos se traducen en costos

operativos actuales (OPEX Actual); mientras que la implementación del sistema

centralizado de reinyección exige una inversión de capital (CAPEX) por los arreglos

en las facilidades de superficie mencionados en el numeral 5.1.5.

Las siguientes tablas se encuentran en función de las proyecciones de

producción en el pozo A1 y de la plataforma Alpha 1, esto debido a que el costo de

producción de un barril de petróleo incrementa conforme sucede la declinación

natural del yacimiento e incrementa el corte de agua.

En los dos escenarios el incremento en los costos de producción por barril

aumenta; sin embargo, los costos con el SCR son inferiores al sistema con MTU.

71

72

73

El resumen económico de la situación actual y futura en caso de mantener la

MTU y la inversión propuesta del SCR se exhibe en la Tabla 23, pudiendo observase

un ahorro de 1’348,557.12 USD en el período 2018 - 2021, de implementarse la

propuesta realizada.

Tabla 23 Resumen del OPEX actual, CAPEX demandado y ahorro estimado en el pozo A1

RESUMEN ECONÓMICO

MTU $ 1’348,557.12

Inversión propuesta SCR $ 26,185.00

Ahorro $ 1’322,372.12

De igual forma, la Ilustración 38 muestra un resumen del costo de producción

de cada barril de petróleo en el tiempo del pozo A1. El ahorro anteriormente

expresado en dólares representa el 94.1% del OPEX que se necesitaría en caso de

continuar con el sistema MTU.

Ilustración 38 Comparación de costos de producción por barril de petróleo con MTU y SCR en el

pozo A1

74

5.2 Plataforma Beta 1

5.2.1 Modelo actual del sistema de producción del pozo B1

El modelo de simulación del pozo B1 fue realizado en el programa WellFlo® Design

and Analysis Software, el cual ha permitido evaluar las condiciones actuales de operación y

determinar los parámetros característicos del mismo. Mediante la Ilustración 39 permite

observar el resumen de las condiciones de simulación del sistema de producción del pozo.

Ilustración 39 Esquema resumen del sistema de producción del pozo B1 en WellFlo


El punto operativo del sistema de producción, la tasa de inyección y potencia

requerida por la bomba de subsuelo calculados por el software se muestran en el pie de

imagen de la Ilustración 40. La gravedad específica del fluido motriz asumida para el diseño

en el simulador es de 1.0135, y solo considera la salinidad como factor predominante.

75

Ilustración 40 Resumen de las condiciones de operación del pozo B1 en WellFlo


5.2.2 Consideraciones para el cambio al sistema centralizado

Para poder cambiar al sistema centralizado de reinyección (SCR), y mantener la

misma tasa de producción en el pozo B1, se debe considerar las limitaciones y características

propias del sistema centralizado actual; estas son:

a) Zonas productoras

La producción hasta el momento del problema mecánico en la tubería de

producción provenía del yacimiento U inferior. El yacimiento T inferior se encuentra

aislado mediante una empacadura hidráulica.

Según las prospecciones de producción para el pozo, se espera terminar de

producir las reservas de la zona productora actual, para luego, cambiar hasta T inferior.

Las reservas de U inferior, con la tasa de producción actual, se terminarían de producir

en el año 2020, e inmediatamente se empezaría a producir de T inferior.

76

Los requerimientos de presión y fluido motriz para mantener la tasa de

producción del pozo proveniente desde U inferior se muestran en la Ilustración 41.

Ilustración 41 Resumen de las condiciones de operación del modelo propuesto para el pozo B1

manteniendo la tasa actual de producción proveniente de U inferior


Claramente se observa que los requerimientos de fluido motriz, en este caso,

el agua de producción, son muy altos, 2,109 BFPD, y a los cuales se les debe sumar

un promedio de 500 BWPD requeridos para inyección en el pozo B1-I para el

programa de mantenimiento de presión del reservorio, lo que demanda una caudal de

al menos 2,600 BWPD. Este volumen de agua no se encuentra disponible en la

plataforma, y según el pronóstico de producción de agua, se dispondría de esta

cantidad a partir del segundo semestre del 2021, fecha a la cual la producción de U

inferior habría terminado.

77

Ante las razones antes expuestas, la evaluación de factibilidad para

implementar el sistema centralizado de reinyección se realizará para la producción

proveniente de T inferior. Las consideraciones subsecuentes de presión de inyección,

caudal de fluido motriz y el aumento de volumen en las facilidades de superficie, se

realizarán en base la producción esperada de T inferior.

b) Presión de inyección del fluido motriz

Actualmente, solo una de las dos bombas HPS existentes en la plataforma se

encuentra operativa, pero independientemente del número de bombas que operen, la

presión entregada por las bombas, tanto al pozo B1 como al pozo B1-I, será la misma;

esto debido a que la presión que se ejerce sobre un líquido en uno de los extremos de

una tubería se transmitirá íntegramente y con la misma intensidad en todos los puntos

finales a los cuales llegue el líquido.

Aunque las bombas pueden operar a un máximo de 3,000 psi de presión @ 63

Hz, el requerimiento de caudal de inyección del fluido motriz de la bomba jet en el

pozo B1 no es mecánicamente compatible con la presión de descarga de la bomba.

Además, el fabricante recomienda que la frecuencia mínima de las bombas HPS sea

de 50 Hz y la máxima 63. Por tal motivo, la presión óptima de descarga de la bomba

para bombear el agua que demandan los dos pozos se ha fijado en 2,050 psi @ 52 Hz.

c) Caudal de inyección del fluido motriz

Las bombas HPS se han diseñado para manejar grandes volúmenes de agua, y

aunque al momento disponibilidad de agua en la plataforma es limitada, se espera que

para el primer semestre del 2021 se produzcan 2,250 BWPD y siga en aumento, con

lo cual se satisfará el requerimiento de fluido de los pozos B1 y B1-I.

La presión de descarga de 2,050 psi en la bomba permite manejar un caudal

de 2,000 BWPD. El requerimiento del fluido motriz en el pozo B1 es de 1,377 BFPD

para producir una tasa de 174 BFPD (estimación realizada en base el histórico de

producción del yacimiento T inferior).

78

La configuración de la línea de flujo que se dirija al pozo B1-I deberá contar

con una válvula reductora de flujo (VRF), que permitirá enviar el caudal de fluido

motriz necesario hasta ambos pozos

d) Aumento del volumen a procesar en las facilidades de superficie

El caudal de retorno esperado proveniente del pozo B1, en promedio, es de

1,551 BFPD, de los cuales 1,377 corresponden al fluido motriz empleado en sistema

de levantamiento, por lo que este último valor recircularía constantemente en la

estación de proceso.

Actualmente se utiliza el 17.3% (2,168 BFPD) de la capacidad total instalada

en la plataforma (12,500 BFPD). Al realizar la recirculación del fluido motriz a través

de la estación, se utilizará el 29.75% (3,719 BFPD) de la capacidad de la misma, por

lo que se no se requerirán adecuaciones sobre las mismas.

5.2.3 Modelo propuesto para optimización del sistema de producción del pozo B1

manteniendo la última tasa de producción de T inferior

Las consideraciones antes expuestas permitieron determinar la nueva geometría que

deberá tener la bomba jet para poder mantener la tasa de producción actual. La presión de

inyección estimada es de 1,765 psi, y demanda una geometría de bomba jet 10H.

Las tasas de producción e inyección, potencia requerida, y punto operativo del sistema

pueden ser observadas en la Ilustración 42. Es importante mencionar que, para el nuevo

diseño, se consideró la misma densidad del fluido motriz que en el modelo previo (1.0135).

79

Ilustración 42 Resumen de las condiciones de operación del modelo propuesto para el pozo B1

manteniendo la última tasa de producción de T inferior


A continuación, se presentan los resultados del análisis al variar dos de los factores

más importantes al utilizar este tipo de levantamiento artificial, la presión de inyección del

fluido motriz y el corte de agua.

a) Análisis de sensibilidad de la presión de inyección

Debido a que la presión de inyección necesaria es menor a la que se ha fijado

en la bomba HPS, el análisis de sensibilidad de la presión de inyección permite

estimar las tasas de flujo que entregaría el pozo y los requerimientos de fluido motriz

y potencia, en caso de variar la misma hasta alcanzar los 2,050 psi. En el pie de imagen

80

de la Ilustración 43 se detallan los valores exactos de los requerimientos antes

mencionados.

Ilustración 43 Análisis de sensibilidad de la presión de inyección para el pozo B1 manteniendo la

última tasa de producción de T inferior


b) Análisis de sensibilidad del corte de agua

De acuerdo con el pronóstico de producción de agua en la plataforma, el pozo

B1 no es excepción en incrementar su corte de agua (WC). El análisis de sensibilidad

del WC desarrollado (ver Ilustración 44), permite estimar ciertos factores (tasa de

81

inyección, potencia, capacidad de procesamiento en facilidades) que podrían cambiar

en el tiempo. Los resultados de este análisis se muestran a continuación:

Ilustración 44 Análisis de sensibilidad del corte de agua para el pozo B1 manteniendo la última

tasa de producción de T inferior


5.2.4 Modelo propuesto para optimización del sistema de producción del pozo B1

aumentando la tasa de producción

De acuerdo con los resultados observados en el análisis de sensibilidad de la presión

de inyección, se podría aumentar la tasa de producción de petróleo hasta 186 BPPD con un

13% de corte de agua, y aprovechar la totalidad de la presión de descarga que brinda la bomba

horizontal.

82

Considerando los factores expuestos en el numeral 5.2.2, en especial las limitaciones

de agua para utilizarla como fluido motriz en el pozo, el aumento en la presión de inyección

hasta los 2,050 psi requiere que se inyecten 1,473 BFPD de fluido motriz; esto, manteniendo

la misma geometría de la boquilla y garganta de la bomba jet, 10H.

Los resultados antes expuestos pueden observarse con claridad en la Ilustración 45.

Ilustración 45 Resumen de las condiciones de operación del modelo propuesto para el pozo B1 con

tasa incrementada


5.2.5 Arreglos en las facilidades de superficie necesarios para implementar el SCR

La implementación del sistema centralizado de reinyección (SCR) conlleva un solo

arreglo en las facilidades de superficie: la construcción de una línea de flujo. Esta, permitirá

llevar el fluido motriz hasta el pozo B1 mediante un tie-in en la línea que conduce el agua de

83

inyección hasta el pozo B1-I. Además, contará con una válvula VRF para controlar el flujo

en la misma.

La línea de flujo tendrá una longitud de 123 metros, y pasará por el múltiple del skid

de químicos, continuando así con la inyección de los aditivos químicos especificados en

literal b del numeral 4.2.2. La especificación técnica de la misma se detalla en la Tabla 24.

Tabla 24 Resumen de arreglos necesarios en las facilidades de superficie de la plataforma Beta 1

Longitud

(m)

Diámetro

nominal (plg)

Diámetro

externo (plg)

Schedule

No.

Espesor

(plg) Conexiones

123 2 2.375 160 0.344 ANSI 1500


La sección de interés del sistema centralizado de reinyección en la plataforma se

puede representado como lo muestra la Ilustración 46 en el software PIPESIM©, permitiendo

así realizar el diseño óptimo de la línea de flujo y estimar las caídas de presión en las líneas

desde la descarga de la bomba hasta el cabezal de cada pozo.

Ilustración 46 Modelo de simulación en PIPESIM del SCR en la plataforma Beta 1


Es necesario que en las líneas de flujo FL2 y FL3 existan las pérdidas de presión

especificadas en la Tabla 25 para poder las presiones de inyección necesarias en ambos pozos.

Esto, se logra a través de dos válvulas choke. Para FL2 es necesario que el choke tenga un

orificio de 0.46 pulgadas, y para FL3, el choke sea de 0.31 pulgadas.

84

Tabla 25 Pérdidas de presión en las diferentes líneas de flujo del SCR de Beta 1

Sección Pérdida de presión (psia)

FL1 0

FL2 285

FL3 1,550

Una consideración especial para el diseño de la línea es la velocidad del fluido. La

norma ASME B31.4, especializada para el diseño de sistemas de tuberías para petróleo,

recomienda que la velocidad del fluido no debe ser menor a 3 ft/s para evitar el asentamiento

de sólidos en el líquido, ni mayor a 15 ft/s para minimizar las posibilidades de erosión en la

tubería. De acuerdo con los estándares de diseño de líneas de flujo para líquidos de Andes

Petroleum Ecuador Ltd., la velocidad máxima del fluido no debe exceder 12 ft/s, debido a

las características corrosivas del agua.

En la Ilustración 47 se observan las velocidades del líquido en las 3 líneas de flujo de

interés. En la línea de flujo FL2 la velocidad del líquido, además de ser la de menor diámetro

y de más alto valor, es 4.13 ft/s, encontrándose así dentro del valor máximo permitido.

Ilustración 47 Velocidades del líquido en las tuberías de inyección de agua y fluido motriz del SCR

de la plataforma Beta 1


85

El plano de la plataforma que se muestra en la Ilustración 48, se puede observar la

línea de flujo (en negro) que conducirá el fluido motriz desde las bombas HPS hasta el pozo

B1.

Ilustración 48 Línea de flujo propuesta para la inyección del fluido motriz en el pozo B1


86

5.2.6 Comparación entre los sistemas de producción actual y propuestos

La comparación entre los sistemas de producción actual, propuesto manteniendo la

tasa y propuesto aumentando la tasa de producción del pozo B1 permite observar las

diferencias que hubiere al cambiar el sistema con MTU por el Sistema Centralizado de

Reinyección (SCR).

a) Comparación de parámetros técnicos entre los sistemas de producción

La Tabla 26 exhibe las diferencias más importantes que se puede observar son

las eficiencias y potencias, tanto de las bombas jet como de las bombas en superficie.

Tabla 26 Comparación de parámetros técnicos entre los sistemas de producción con MTU y SCR

del pozo B1

Variable Unidad móvil de

prueba (MTU)

SCR – Tasa

Actual

SCR – Tasa

Aumentada

Presión de inyección del

FM (psi) ~2,000 1,765 2,050

Caudal de inyección del

FM (stb/d) ~2,800 1,377 1,473

Geometría bomba jet 12 J 10 H 10 H

Potencia en superficie

requerida por la bomba

jet (hp)

110 49 61

Eficiencia de la bomba jet

(%) 16.5 21.8 24.6

Gravedad específica del

FM 1.0135 1.0135 1.0135

Sistema de inyección del

FM Directo Directo Directo

Aumento de volumen en

facilidades de superficie

(bls)

~280 1,377 1,473

Potencia requerida en el

motor de unidad de

bombeo en superficie (hp)

225 165 165

Eficiencia de la unidad de

bombeo en superficie (%) 63.4 44.0 44.0

Presión de retorno en el

cabezal (psi) 100 100 100

87


fluido (stb/d) ~280 174 214


petróleo (stb/d) ~84 151 186

Corte de Agua (%) ~70 13 13

Índice de productividad

del pozo (stb/d/psi) 0.2 0.135 0.135

b) Análisis del costo-beneficio al cambiar el sistema de producción con MTU por

SCR

El sistema de levantamiento artificial hidráulico actual demanda varios costos

de mantenimiento de la unidad MTU utilizada. La potencia generada por el motor a

combustión de la unidad y consumida por la bomba múltiplex es 225 hp (168 kW), lo

que se traduce en un consumo de 300 galones de diésel por día.

En cambio, la bomba centrífuga horizontal (HPS) demanda que el motor

entregue una potencia de 165 hp (123.04 kW). La energía eléctrica que alimenta el

motor es generada con generadores eléctricos a gas. Es importante mencionar que la

implementación del SCR no demanda un aumento en los kW-día que requieren las

bombas HPS.

Ambos consumos ocurren actualmente, por lo que estos se traducen en costos

operativos actuales (OPEX Actual); mientras que la implementación del sistema

centralizado de reinyección exige una inversión de capital (CAPEX) por los arreglos

en las facilidades de superficie mencionados en el numeral 5.2.5.

Las siguientes tablas se encuentran en función de las proyecciones de

producción en el pozo B1 y de la plataforma Beta 1, esto debido a que el costo de

producción de un barril de petróleo incrementa conforme sucede la declinación

natural del yacimiento e incrementa el corte de agua.

En los dos escenarios el incremento en los costos de producción por barril

aumenta; sin embargo, los costos con el SCR son inferiores al sistema con MTU.

88

89

90

El resumen económico de la situación actual y futura en caso de mantener la

MTU y la inversión propuesta del SCR se exhibe en la Tabla 27, pudiendo observase

un ahorro de 797,855.00 USD en el período 2021 - 2023, de implementarse la

propuesta realizada.

Tabla 27 Resumen del OPEX actual, CAPEX demandado y ahorro estimado en el pozo B1

RESUMEN ECONÓMICO

MTU $ 1,746,480.00

Inversión propuesta SCR $ 47,285.00

Ahorro $ 797,855.00

Elaboración: Autor

De igual forma, la Ilustración 49 muestra un resumen del costo de producción

de cada barril de petróleo en el tiempo del pozo B1. El ahorro anteriormente

expresado en dólares representa el 99.8% del OPEX que se necesitaría en caso de

continuar con el sistema MTU.

Ilustración 49 Comparación de costos de producción por barril de petróleo con MTU y SCR en el

pozo B1

91

CAPÍTULO VI

6 METODOLOGÍA DE CÁLCULO COMPARATIVA ENTRE EL SISTEMA MTU

Y SISTEMA CENTRALIZADO DE REINYECCIÓN

La evaluación de la optimización en el sistema de producción de los pozos A1 y B1

ha permitido desarrollar la siguiente metodología comparativa entre la producción con MTU

y la producción con el sistema centralizado de reinyección (SCR), utilizando el agua de

producción como fluido motriz para el sistema de levantamiento artificial hidráulico que

poseen los dos pozos.

Esta metodología permite calcular todos los parámetros técnicos y económicos para

cambiar el método de inyección del fluido motriz, y así evaluar el beneficio que brindaría la

instalación del SCR en la plataforma para la producción de un pozo.

El flujo de trabajo principal (ver Ilustración 50) para la evaluación posee tres

subprocesos de análisis del sistema de producción, que hacen posible obtener los datos

necesarios para realizar la comparación de los mismos.

El primer subproceso se denomina “Pozo” (ver Ilustración 51), y permite obtener los

siguientes datos:

• Potencia requerida por la bomba jet en la unidad de bombeo en superficie.

• Requerimientos de caudal y presión de inyección de la bomba jet.

• Geometría y eficiencia de la bomba jet.

El segundo subproceso se denomina “MTU” (ver Ilustración 52), y permite calcular

el valor exacto de:

• Eficiencia de la unidad de bombeo en superficie.

• Consumo de diésel por el motor de bomba en la unidad de bombeo.

• Costo por barril producido en base al pronóstico de producción.

El tercer subproceso se denomina “SCR” (ver Ilustración 53), el cual permite:

• Evaluar la posibilidad de centralizar el sistema (recirculación del caudal de

inyección y disponibilidad de agua para usar como fluido motriz)

92

• Calcular la eficiencia y consumo de kWHr de la(s) bomba(s) HPS.

• Determinar la nueva geometría de la bomba jet en base a las limitaciones de

presión y/o caudal de inyección.

• Calcular el costo por barril producido en base al pronóstico de producción y

los arreglos necesarios en las facilidades de superficie.

Ilustración 50 Flujo de trabajo principal para la comparación entre el sistema MTU y SCR

Elaboración: Autor

93

Ilustración 51 Subproceso "Pozo" perteneciente al flujo de trabajo principal

Elaboración: Autor

94

Ilustración 52 Subproceso "MTU" perteneciente al flujo de trabajo principal

Elaboración: Autor

95

Ilustración 53 Subproceso "SCR" perteneciente al flujo de trabajo principal

Elaboración: Autor

96

CAPÍTULO VII

7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

La metodología propuesta permite evaluar la factibilidad técnica y económica para

implementar un sistema centralizado de reinyección y suplir el uso de unidades MTU en

pozos que posean levantamiento artificial hidráulico tipo jet. El costo por barril producido,

inversiones y ahorro son los indicadores determinantes para decidir implementar o no el

sistema centralizado de reinyección.

En base a lo antes mencionado se concluye y recomienda lo siguiente:

7.1 Conclusiones

Pozo A1:

La geometría actual de la bomba jet del pozo es una Claw® 11J, la misma que opera

con una eficiencia del 13.1 %. Al cambiar al sistema centralizado de reinyección, es necesario

reemplazarla por una Claw® 12L, y al aumentar la tasa de producción es necesario

implementar una 13L, las cuales operarían con eficiencias de 18.8% y 22.9%,

respectivamente.

Para mantener la tasa de 220 BFPD con un 24% de WC es necesario que se inyecten

2,316 BFPD de fluido motriz con una presión de 1,940 psia; y, al aumentar la tasa de

producción hasta 300 BFPD con un 45% WC es necesario inyectar 2,468 BFPD y mantener

una presión de inyección de 2,000 psia.

La capacidad empleada de procesamiento de la estación de proceso en la plataforma

es del 66,9%. Con la implementación del sistema centralizado de reinyección se utilizará el

80,2% de los 17,400 BFPD que es su capacidad total.

La unidad MTU, actualmente, requiere de una potencia de 188 hp, y opera con una

eficiencia del 51.7%; mientras que, para los casos de mantenimiento y aumento de tasa de

producción, la potencia requerida por las bombas HPS será de 762.6 hp, para finalmente

operar con una eficiencia del 71%. El aumento en la potencia se debe a que las bombas HPS

son parte integral del sistema centralizado de reinyección, el cual incluye los pozos inyectores.

97

Los 188 hp requeridos por la unidad MTU se traducen en un consumo promedio de

211.2 galones de diésel diarios, lo que anualmente significa un costo de 157,259.52 USD

para la generación de esa cantidad de potencia.

Los 762.6 hp requeridos por las bombas HPS se traducen en un consumo promedio

de 568.67 kW-día, que anualmente representa un costo de 249,077.46 USD para generar esa

cantidad de potencia.

Debido a que actualmente las bombas HPS requieren 762.6 hp para inyectar el agua

mediante los tres pozos inyectores de la plataforma, y el mismo requerimiento de potencia

ocurrirá con la implementación del SCR, el costo de la energía eléctrica demanda se

considera como “costo hundido”.

El costo de producción promedio de barril de petróleo con el sistema MTU hasta el

2023 se estima en 8.80 USD; mientras que, con el SCR, hasta la misma fecha, el costo

promedio se estima en 0.52 USD.

La inversión que demanda la implementación del SCR es de 47,285.00 USD,

contempla la construcción de la línea de flujo hasta el pozo y la geometría de la bomba jet

necesaria. El ahorro que se logrará con la implementación del SCR desde el 2018 hasta el

2023 es de 797,855.00 USD, lo que representa el 99.8% del costo que demandaría la

continuidad con el sistema MTU.

Pozo B1:

Actualmente, el pozo posee instalada una bomba jet Claw® 12J, la cual opera con

una eficiencia del 16.5%. La instalación del sistema centralizado de reinyección requiere una

geometría 10H, la misma que para mantener la tasa de producción actual operaría con una

eficiencia del 21.8%, y al aumentarla, su eficiencia sería del 24.6%.

La disponibilidad de agua en la plataforma Beta 1 no permite la implementación del

sistema centralizado de reinyección hasta el primer semestre del 2021 y, para ese momento,

la actual zona productora habrá dejado de producir, por lo que el diseño del SCR se realizó

98

en base a la última tasa de producción registrada de T inferior, siendo de 174 BFPD con un

13% de WC.

Para producir los 174 BFPD con un 13% de WC con el sistema centralizado de

reinyección, se requiere una inyección de 1,377 stb/d de fluido motriz a 1,765 psia; mientras

que, para aumentar la producción hasta 214 BFPD con el mismo corte de agua es necesario

inyectar 1,473 stb/d a una presión hasta 2,050 psia.

La capacidad empleada de procesamiento de la estación de proceso en la plataforma

es del 17.3%. Con la implementación del sistema centralizado de reinyección se utilizará el

29.75% de los 12,500 BFPD que es su capacidad total.

La potencia consumida por el motor de la unidad MTU hasta la fecha de cierre del

pozo era de 225 hp, y operaba con una eficiencia del 63.4%. Al cambiar al sistema

centralizado de reinyección, la potencia requerida por la bomba HPS será de 165 hp, tanto

para 174 BFPD como para 214 BFPD, y operará con una eficiencia del 44%.

Los 225 hp requeridos por la unidad MTU se traducen en un consumo promedio de

300 galones de diésel diarios, lo que anualmente significa un costo de 223,380.00 USD para

la generación de esa cantidad de potencia.

Los 165 hp requeridos por las bombas HPS se traducen en un consumo promedio de

126 kW-día, que anualmente representa un costo de 55,188.00 USD para generar esa cantidad

de potencia.

El costo de producción promedio de barril de petróleo con el sistema MTU hasta el

2023 se estima en 8.59 USD; mientras que, con el SCR, hasta la misma fecha, el costo

promedio se estima en 0.01 USD.

La inversión que demanda la implementación del SCR es de 47,285.00 USD,

contempla la construcción de la línea de flujo hasta el pozo y la geometría de la bomba jet

necesaria. El ahorro que se logrará con la implementación del SCR desde el 2021 hasta el

2023 es de 797,855.00 USD, lo que representa el 99.8% del costo que demandaría la

continuidad con el sistema MTU.

99

7.2 Recomendaciones

Considerar la implementación del SCR con tasa aumentada en la plataforma Alpha 1,

en el presente año, y, a partir del primer semestre del 2021 en la plataforma en Beta 1 debido

a los beneficios técnicos y económicos que exhibe esta solución.

Evaluar la suspensión de unidades MTU e implementación de un sistema centralizado

de reinyección en futuros pozos candidatos que posean bombeo hidráulico tipo jet mediante

la metodología de cálculo comparativa descrita, pues la misma permite valorar factibilidad

técnica y el beneficio económico del cambio en mención.

Tener presente siempre los procedimientos internos y estándares internacionales de

construcción, operación y adecuación de facilidades de superficie temporales y permanentes,

con el fin de mantener el orden, buena imagen visual y facilidad de realizar otro tipo de

operaciones dentro de la plataforma.

Realizar una actualización periódica de los modelos de simulación del sistema de

producción de los pozos con levantamiento artificial hidráulico, de manera que se reduzca el

tiempo de evaluación del pozo candidato con la metodología de cálculo comparativa

propuesta.

100

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